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
DOZE-III.0500.11.2026.ŁZ
4392517.18047818.14653749
Warszawa, 23-06-2026
Dotyczy: odpowiedzi na interpelacje Posła Marcina Józefaciuka (znak: K10INT17373).
Temat: w sprawie planu transformacji energetycznej państwa, ograniczenia emisji
dwutlenku węgla oraz finansowania rozwoju energetyki jądrowej i odnawialnych źródeł
energii
Pan
Włodzimierz Czarzasty
Marszałek Sejmu RP
Szanowny Panie Marszałku,
w związku z interpelacją Posła Marcina Józefaciuka (znak: K10INT17373) skierowaną do
Ministra Energii oraz Ministra Klimatu i Środowiska przekazuję odpowiedź w zakresie
kompetencji Ministerstwa Klimatu i Środowiska.
11. Jakie działania podjęto w celu przyspieszenia inwestycji w odnawialne źródła energii, w
szczególności energetykę wiatrową, fotowoltaikę oraz magazyny energii?
W pierwszej kolejności, ze względu na obszerność zagadnienia należy wyjaśnić, iż odpowiedź
na ww. zapytanie została podzielona na podtematy w celu zwiększenia czytelności.
ENERGETYKA PROSUMENCKA
Ministerstwo Klimatu i Środowiska (MKIŚ) prowadzi szereg działań wspierających
przyspieszony rozwój odnawialnych źródeł energii. Jednym z kluczowych kierunków jest
prawidłowy rozwój energetyki prosumenckiej z wykorzystaniem magazynów energii.
Wprowadzone regulacje w zakresie prosumenta lokatorskiego i wirtualnego znacząco
zwiększyły dostępność wykorzystania OZE również poza gospodarstwami jednorodzinnymi.
Prosument lokatorski
W ustawie z dnia 9 października 2025 r. o zmianie ustawy o promowaniu wytwarzania
energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych oraz niektórych innych ustaw (Dz.U. z
2025 r. poz. 1535), dalej: „ustawa z dnia 9 października 2025 r.” wprowadzono korzystne
zmiany dla prosumenta lokatorskiego.
Z dniem 27 listopada 2025 r. zdjęto obowiązek umiejscowienia mikroinstalacji na budynku,
dzięki czemu będzie mogła być umiejscowiona przykładowo na gruncie lub wiacie
parkingowej. Poszerzono katalogów celów, na które można przeznaczyć zaoszczędzone
środki, o przedsięwzięcia służące efektywności energetycznej. Ponadto, wprowadzono

-- 1 of 14 --

2
brzmienie przepisu, zgodnie z którym instalacja musi być przyłączona za licznikiem
nieruchomości wspólnej (a niekoniecznie części wspólnej budynku), czyli może to być
również np. garaż, który stanowi prawnie część tej samej nieruchomości co budynek
wielolokalowy lub licznik wykorzystywany na potrzeby oświetlenia zewnętrznego tej
nieruchomości.
Prosument wirtualny
Regulacje dotyczące prosumenta wirtualnego, w ramach punktów poboru i dostarczania
energii elektrycznej znajdujących się na obszarze tego samego operatora systemu
dystrybucyjnego (OSD) weszły w życie w dniu 2 lipca 2025 r. Aktualnie przepisy pozwalają
na rozliczanie energii z instalacji w innej lokalizacji niż punkt poboru i operatorzy są
zobowiązani umożliwić takie rozliczenia. Prosument wirtualny może działać w obrębie
jednego OSD, a pełna funkcjonalność (swobodne rozliczenia między różnymi OSD) będzie
możliwa dopiero po wdrożeniu takiej możliwości w ramach Centralnego Systemu Informacji
Rynku Energii (CSIRE).
Energetyka prosumencka – programy wsparcia
W zakresie wsparcia energetyki prosumenckiej należy w szczególności wskazać program
„Mój Prąd” – główny instrument wsparcia mikroinstalacji PV, który sfinansował setki tysięcy
instalacji prosumenckich, oraz został przekształcony w program dofinansowujący w
szczególności magazyny energii przy instalacjach fotowoltaicznych. Budżet na realizację celu
programu wynosił 1 850 000 000 zł, w tym:
 do 1 250 000 000 zł – ze środków zobowiązania wieloletniego „OZE i efektywność
energetyczna”, a następnie refundacja ze środków FEnIKS 2021-2027, Działanie
FENX.02.02 Rozwój OZE – I transza środków;
 do 600 000 000 zł – ze środków zobowiązania wieloletniego „OZE i efektywność
energetyczna”, a następnie refundacja ze środków FEnIKS 2021-2027, Działanie
FENX.02.02 Rozwój OZE – II transza środków.
Po programie „Mój Prąd” w 2026 r. zastosowano możliwość skorzystania z rozwiązań
przejściowych finansowanych z Krajowego Planu Odbudowy z łączną alokacją na poziomie
0,335 mld zł.
Właściciele istniejących domów jednorodzinnych mogą odliczyć od dochodu podlegającego
opodatkowaniu udokumentowane wydatki na poprawę efektywności energetycznej
budynku, w instalacje fotowoltaiczne. Kwalifikujące się prace muszą być potwierdzone
fakturami VAT wystawionymi przez osoby prywatne i dotyczą wyłącznie budynków już
użytkowanych. Limit odliczenia wynosi 53 000 zł na podatnika lub 106 000 zł dla małżonków
będących współwłaścicielami nieruchomości.
MAGAZYNY ENERGII
Projektowane zmiany legislacyjne w zakresie przyłączania magazynów energii
Planowane są zmiany przepisów mające na celu uproszczenie procedur przyłączania
magazynów energii oraz umożliwienie instalowania jednostek o większej pojemności bez
konieczności przechodzenia pełnej procedury przyłączeniowej.
Projektowane zmiany zawarte są w projekcie ustawy o zmianie ustawy o odnawialnych
źródłach energii oraz niektórych innych ustaw, który został wpisany do wykazu prac

-- 2 of 14 --

3
legislacyjnych i programowych Rady Ministrów pod numerem UD332, dalej: „projekt
UD332”.
Zakres zmian w ustawie – Prawo energetyczne
Zaproponowano zmiany w sumowaniu mocy magazynu energii i mikroinstalacji w art. 7 ust.
8d12 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (Dz. U. z 2024 r. poz. 266), dalej:
„uPE”.
Zgodnie z proponowanymi rozwiązaniami:
 moc magazynu nie byłaby doliczana do mocy mikroinstalacji, o ile nie
przekroczyłaby 2,2-krotności jej mocy.
 Warunkiem było także, by łączna moc wprowadzana do sieci nie była większa niż
moc samej mikroinstalacji.
W praktyce oznacza to możliwość montażu pojemniejszych magazynów energii bez
konieczności przechodzenia skomplikowanych procedur.
Art. 7 ust. 8d12 uPE reguluje przyłączanie mikroinstalacji z magazynem energii elektrycznej
do sieci dystrybucyjnej na zgłoszenie. Obecnie magazyn nie może przekraczać mocy
mikroinstalacji. W innym przypadku przyłączenie mikroinstalacji do sieci dystrybucyjnej
odbywa się na podstawie umowy o przyłączenie do sieci. Koszt instalacji układu
zabezpieczającego i urządzenia pomiarowo-rozliczeniowego ponosi operator systemu
dystrybucyjnego elektroenergetycznego.
Realizacja priorytetów Rządu w zakresie rozwoju magazynów energii
Trwa realizacja priorytetu Rządu RP, zakładającego zwiększenie liczby przydomowych
magazynów energii z 50 tys. do 200 tys. do końca 2027 r. Celem jest zwiększenie
autokonsumpcji energii wytwarzanej z mikroinstalacji OZE, odciążenie sieci
elektroenergetycznej, poprawę bezpieczeństwa energetycznego oraz pełniejsze
wykorzystanie lokalnych zasobów energii odnawialnej.
Do końca 2025 r. zainstalowano 112 tys. przydomowych magazynów energii, przy średnim
tempie instalacji wynoszącym ok. 8 tys. miesięcznie, co oznacza, że realizacja celu może
zostać osiągnięta już w 2026 r.
Równolegle prowadzone są działania systemowe wspierające rozwój fotowoltaiki i
energetyki prosumenckiej, w tym modernizacja infrastruktury dystrybucyjnej oraz
promowanie magazynowania energii jako narzędzia ograniczającego przeciążenia sieci
wynikające z dynamicznego rozwoju OZE. Wspierana jest także poprawa efektywności
instalacji PV w systemie net-billing poprzez umożliwienie wykorzystania magazynów energii
oraz systemów zarządzania energią (EMS).
Instrumenty wsparcia finansowego
Istotnym instrumentem wsparcia był program „Mój Prąd”, którego zakres w ostatnich
edycjach został rozszerzony o finansowanie magazynów energii elektrycznej i magazynów
ciepła. Dofinansowanie obejmowało do 50% kosztów kwalifikowanych do 16 tys. zł dla
magazynów energii elektrycznej oraz do 5 tys. zł dla magazynów ciepła, a także dodatkowe
wsparcie m.in. dla falowników hybrydowych i systemów zarządzania energią. Od dnia
1 sierpnia 2024 r. montaż magazynu energii stał się warunkiem dla nowych prosumentów
rozliczających się w systemie net-billing, co wzmacnia stabilność systemu
elektroenergetycznego.

-- 3 of 14 --

4
Po zakończeniu szóstej edycji programu „Mój Prąd” przygotowano nowe mechanizmy
wsparcia, w tym finansowane z Krajowego Plan Odbudowy (łączna alokacja ok. 335 mln zł).
W ramach środków z Krajowego Programu Odbudowy i Zwiększania Odporności (KPO)
uruchomiono w 2026 r. program „Dofinansowanie przydomowych magazynów energii -
Część 1 (KPO)”, w którym trwa już drugi nabór o budżecie 105 mln zł, stanowiący instrument
przejściowy pomiędzy kolejnymi programami wsparcia. Program skierowany jest do
prosumentów inwestujących w mikroinstalacje OZE i magazyny energii i umożliwia
refinansowanie poniesionych kosztów inwestycji.
Obecnie MKiŚ, we współpracy z Narodowym Funduszem Ochrony Środowiska i Gospodarki
Wodnej, pracuje nad nową formułą programu „Dofinansowanie przydomowych magazynów
energii” finansowaną z Funduszu Modernizacyjnego (alokacja ok. 1 mld zł). Program
planowany jest do uruchomienia we wrześniu 2026 r.
Uzupełnieniem powyższych działań jest ulga termomodernizacyjna, która wspiera
inwestycje w instalacje fotowoltaiczne oraz magazyny energii poprzez możliwość odliczenia
wydatków od podstawy opodatkowania (do 53 tys. zł na podatnika lub 106 tys. zł dla
małżonków).
Cele podejmowanych działań
Celem wszystkich powyższych działań jest:
 zwiększenie autokonsumpcji energii produkowanej przez prosumentów,
 ograniczenie oddawania nadwyżek energii do sieci,
 poprawa stabilności pracy systemu elektroenergetycznego,
 zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego gospodarstw domowych.
Podejmowane działania stanowią istotny element przyspieszania rozwoju odnawialnych
źródeł energii w Polsce, w szczególności fotowoltaiki i magazynowania energii, a także
wspierają efektywną integrację OZE z systemem elektroenergetycznym.
USPRAWNIENIE PROCEDUR ADMINISTRACYJNYCH OZE
MKiŚ w sposób stały podejmuje działania mające na celu usprawnienie procedur
administracyjnych obejmujących inwestycje OZE. Warto w tym kontekście wspomnieć, że
ustawa z 27 listopada 2024 r. o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz
niektórych innych ustaw (Dz. U. z 2024 r. poz. 1847) wprowadziła grupę przepisów
upraszczających zasady postępowania w procesie inwestycyjnym OZE w zakresie skrócenia
terminów poszczególnych procedur.
Rozwiązania ustawowe dotyczyły instalowanych na budynkach instalacji OZE
wykorzystujących do wytwarzania energii energię promieniowania słonecznego oraz
wchodzących w ich skład magazynów energii elektrycznej w rozumieniu art. 3 pkt 10k uPE,
pomp ciepła, urządzeń i instalacji niezbędnych do przyłączenia do sieci danej instalacji OZE
oraz nadbudowy, rozbudowy, przebudowy lub remontu instalacji OZE.
Mapowanie i OPRO
Ustawa z dnia 9 października 2025 r. wprowadziła natomiast podstawę prawną dla
wdrożenia cyfrowych map potencjału energii ze źródeł odnawialnych (dalej: „mapowanie”),
a także określiła ramy prawne dla wyznaczania obszarów przyspieszonego rozwoju instalacji

-- 4 of 14 --

5
odnawialnego źródła energii (dalej: „OPRO”). Działania te stanowią implementację art. 15b,
15c, 15d oraz 16a dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/20011.
Zakończenie pełnego krajowego procesu mapowania jest jednym z najważniejszych narzędzi
w obszarze przyspieszania i usprawniania procesów inwestycyjnych OZE. To pierwsze tak
kompleksowe opracowanie, które w sposób jednolity i porównywalny identyfikuje
najbardziej odpowiednie obszary dla rozwoju instalacji fotowoltaicznych, elektrowni
wiatrowych, biogazowni i biometanowni, instalacji geotermalnych, pomp ciepła, elektrowni
wodnych oraz magazynów energii elektrycznej i magazynów ciepła. Mapowanie zostało
opracowane w oparciu o kompleksową specyfikację techniczną, zawierającą metodologię
uwzględniającą zarówno warunki środowiskowe, przestrzenne, jak i planistyczne, celem
wskazania terenów o najwyższej przydatności dla rozwoju energetyki odnawialnej.
Mapy potencjału obejmują cały kraj i wskazują tereny spełniające szereg kluczowych
kryteriów – od dostępności infrastruktury energetycznej i transportowej, przez
uwarunkowania przyrodnicze i klimatyczne, aż po obowiązujące dokumenty planistyczne.
Mapy potencjału przygotowano w postaci warstw geoprzestrzennych, które zostały
zintegrowane z Geoportalem.
Mapowanie stanowi również przełom pod względem jakości procesu planistycznego. Dzięki
podjętym analizom z potencjału wyłączono m.in. obszary o najwyższej wartości rolniczej czy
szczególnie wrażliwe przyrodniczo.
Mapowanie potencjału OZE zapewnia inwestorom jednolite, wiarygodne podstawy do
planowania przyszłych projektów, a samorządom – narzędzie konieczne do wyznaczania
OPRO i wspierające planowanie regionalne. To praktyczny fundament, który ma znacząco
usprawnić procesy decyzyjne i przyspieszyć rozwój odnawialnych źródeł energii w całym
kraju.
Przeprowadzenie procesu mapowania umożliwia samorządom województw rozpoczęcie
działań nad wyznaczaniem OPRO. Obszary te będą wskazywane wyłącznie na terenach,
które jednocześnie mają potwierdzony potencjał na ww. mapach, nie są wykluczone przez
mapy wrażliwości przyrody, opracowywane przez regionalne dyrekcje ochrony środowiska
oraz są objęte odpowiednimi miejscowymi planami zagospodarowania przestrzennego.
OPRO powinny być wyznaczane przede wszystkim na terenach zdegradowanych,
przemysłowych, poprzemysłowych, zabudowanych oraz na sztucznych powierzchniach – z
wyłączeniem obszarów cennych przyrodniczo.
Przygotowanie planów OPRO odbywa się w ścisłej współpracy samorządów województw z
gminami. Dzięki temu możliwe będzie sprawne określenie lokalizacji, co pozwoli na szybkie,
przewidywalne i zgodne z zasadami ochrony środowiska rozwijanie nowych inwestycji w
zakresie energetyki odnawialnej.
Uproszczenia proceduralne na OPRO obejmują rezygnację z prowadzenia indywidualnych
ocen oddziaływania na środowisko, ocen wpływu na obszary Natura 2000, a także etapu
1 Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2001 z dnia 11 grudnia 2018 r. w
sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych, wprowadzonych do niej
dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2023/2413 z dnia 18 października 2023 r.
zmieniającej dyrektywę (UE) 2018/2001, rozporządzenie (UE) 2018/1999 i dyrektywę
98/70/WE w odniesieniu do promowania energii ze źródeł odnawialnych oraz uchylająca
dyrektywę Rady (UE) 2015/652

-- 5 of 14 --

6
uzyskania zgody lokalizacyjnej, ze względu na obowiązek powstawania OPRO na podstawie
obowiązującego MPZP.
W zamian inwestorzy są zobowiązani do zgłoszenia przedsięwzięcia do właściwego
regionalnego dyrektora ochrony środowiska, który dokonuje jego weryfikacji pod względem
zgodności z planem OPRO oraz zawartymi w nim środkami łagodzącymi (jakie należy
zastosować przy lokalizacji poszczególnych rodzajów instalacji, w celu uniknięcia
negatywnego oddziaływania na środowisko lub, jeżeli to niemożliwe, znacznego
zmniejszenia tego oddziaływania). Jeżeli w terminie 30 dni (dla instalacji o mocy poniżej
150 kW) lub 45 dni (dla instalacji o mocy co najmniej 150 kW) organ nie wniesie sprzeciwu,
inwestor będzie mógł przystąpić do uzyskiwania kolejnych, niezbędnych w procesie
inwestycyjnym, pozwoleń.
W przypadku wniesienia sprzeciwu i konieczności przeprowadzenia postępowania
środowiskowego, decyzja środowiskowa powinna zostać wydana w terminie 6 miesięcy,
z możliwością przedłużenia o kolejne 6 miesięcy w szczególnie uzasadnionych przypadkach
i ograniczać się do ryzyka środowiskowego, które nie zostało wcześniej zidentyfikowane w
planie OPRO.
Wyżej wymienione uproszczenia proceduralne w zakresie OPRO pozwolą, aby proces
wydawania zezwoleń w przypadku projektów dotyczących energii odnawialnej
realizowanych na OPRO trwał nie dłużej niż 12 miesięcy (z wyjątkiem morskich elektrowni
wiatrowych, w przypadku których mają to być maksymalnie 24 miesiące).
Usprawnienie procesu przyłączeń
W ustawie o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw,
uchwalonej 13 marca br. (Dz. U. z 2026 r. poz. 516), dalej: „nowelizacja uPE” wprowadzono
kompleksowe rozwiązania mające na celu usprawnienie procesu przyłączeniowego, w tym
przeciwdziałanie blokowaniu mocy przyłączeniowych przez tzw. „projekty widmo”,
wprowadzenie mechanizmów etapowej realizacji inwestycji („kamieni milowych”) oraz
cyfryzację procesu składania i obsługi wniosków o przyłączenie do sieci
elektroenergetycznej.
Rozwój cable pooling
Nowelizacja uPE rozwija również regulacje w zakresie wykorzystania istniejącej
infrastruktury sieciowej, w tym w szczególności w obszarze współdzielenia punktów
przyłączenia (tzw. cable pooling), umożliwiając ich szersze i bardziej efektywne
wykorzystanie.
Należy wskazać, że sama instytucja cable pooling została wprowadzona do polskiego
porządku prawnego ustawą z dnia 17 sierpnia 2023 r. o zmianie ustawy o odnawialnych
źródłach energii oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. z 2023 r. poz. 1762) i obowiązuje od
dnia 1 października 2023 r., natomiast ww. ustawa przeniosła sprawdzone rozwiązania z
obszaru wyłączenie przyłączania odnawialnych źródeł energii na inne instalacje
umożliwiając przyłączanie magazynów. W konsekwencji w procedowanym obecnie
projekcie ustawy o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych
ustaw (UC118)2, dalej: „projekt UC118”, wdrażającym dyrektywę Parlamentu Europejskiego
2 https://legislacja.gov.pl/ projekt/12410252/katalog/13203588#13203588.

-- 6 of 14 --

7
i Rady (UE) 2023/24133 (dyrektywę RED III), wprowadzona jest możliwość współdzielenia
infrastruktury w sytuacjach, w których instalacje spełniają przesłanki uczestnictwa w
systemach wsparcia, do którego są lub mają być zakwalifikowane bez ograniczenia liczby
tych instalacji OZE w jednym miejscu przyłączenia do sieci.
Obecnie, instalacja przyłączana jako kolejna w danym miejscu przyłączenia nie może
korzystać z mechanizmów wsparcia przewidzianych w ustawie o OZE. Rozwiązanie takie
było zasadne na etapie początkowego wdrażania zasad współdzielenia infrastruktury przez
różne instalacje OZE. W początkowym okresie konstrukcja i współistnienie systemów
wsparcia miała znaczenie drugorzędne wobec potrzeby uporządkowania i praktycznego
zastosowania reguł dzielenia infrastruktury przyłączeniowej określonych w ustawie – Prawo
energetyczne. Mając na uwadze, że omawiana instytucja obowiązuje już ponad 2 lata,
podczas których w praktyce ukształtowały się zasady współdzielenia przyłączy,
utrzymywanie obecnego ograniczenia nie znajduje już uzasadnienia, co przemawia za jego
zmianą.
WIELKOSKALOWA FOTOWOLTAIKA I GEOTERMIA
Istotnym elementem przyspieszającym rozwój OZE są instrumenty finansowe oraz
programy wsparcia operacyjnego dla wielkoskalowej fotowoltaiki przewidziane w ustawie o
OZE (głownie system aukcyjny)
Projektowane zmiany legislacyjne w zakresie wielkoskalowej fotowoltaiki
W zakresie systemu aukcyjnego należy zauważyć interwencję regulacyjną przewidzianą w
projekcie UD332. W projekcie ustawy proponowane są przepisy adresują problem
polegający na tym, że w okresie od marca do października cena sprzedaży energii
elektrycznej wytwarzanej z farm fotowoltaicznych (PV) jest zdecydowanie niższa niż cena
rozliczeniowa dzienna, w oparciu o którą rozliczane jest ujemne saldo wypłacane
wytwórcom w tzw. kontrakcie różnicowym w ramach systemu aukcyjnego. Problem ten
dotyczy w największym stopniu wytwórców energii z instalacji PV, gdyż nasycenie systemu
elektroenergetycznego energią wyprodukowaną z instalacji PV ma istotny wpływ na ceny
energii elektrycznej w godzinach, kiedy z powodów sprzyjających warunków pogodowych
instalacje fotowoltaiczne produkują energię z największą mocą. Sytuacja ta spowodowała, że
część inwestorów wstrzymała albo rozważa wstrzymanie budowy instalacji
fotowoltaicznych, które wygrały aukcję wyczekując na zmianę tej niekorzystnej dla nich
sytuacji, godząc się nawet na utratę wpłaconych kaucji. Żeby zaradzić temu niekorzystnemu
zjawisku zaproponowano przepis z dodatkową możliwością rozliczenia ujemnego salda,
określając zakres podmiotowy wprowadzanej regulacji. Z tej dodatkowej możliwości będą
mogli skorzystać wytwórcy energii elektrycznej wytworzonej z odnawialnych źródeł energii
w instalacji odnawialnego źródła energii wykorzystującej do wytworzenia energii
elektrycznej wyłącznie energię promieniowania słonecznego, który wygrali aukcję.
Skorzystanie z możliwości rozliczania ujemnego salda na zasadach określonych w projekcie
jest całkowicie dobrowolne. Podmioty, które się nie zadeklarują chęci rozliczania ujemnego
salda na zaproponowanych w projekcie zasadach, będą rozliczać ujemne saldo na zasadach
3 Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2023/2413 z dnia 18 października 2023
r. zmieniająceą dyrektywę (UE) 2018/2001, rozporządzenie (UE) 2018/1999 i dyrektywę
98/70/WE w odniesieniu do promowania energii ze źródeł odnawialnych oraz uchylającej
dyrektywę Rady (UE) 2015/652

-- 7 of 14 --

8
dotychczasowych. Z nowego sposobu rozliczenia ujemnego salda będzie mógł skorzystać
wyłącznie wytwórca, o którym mowa powyżej i wprowadzający do sieci energię elektryczną
z mocą nie wyższą niż 50% mocy zainstalowanej. Dodatkowym celem zaproponowanej
regulacji jest bowiem ustabilizowanie systemu elektroenergetycznego w godzinach, w
których przypada najwyższa produkcja energii z instalacji PV. Nadprodukcja energii
instalacji fotowoltaicznych przy ograniczonym poborze energii w dni wolne od pracy często
powodowała potrzebę zastosowania przez PSE S.A. szczególnego środka, jakim jest
redysponowanie instalacji OZE, którego koszty ponosili wszyscy odbiorcy energii.
Ograniczenie mocy wprowadzanej do sieci przez instalacje fotowoltaiczne korzystające z
wprowadzonego projektem dobrowolnego systemu rozliczeń ograniczy częstość i zakres
redysponowania z korzyścią dla wszystkich odbiorców energii elektrycznej.
Możliwość rozliczania ujemnego salda na proponowanych w projekcie zasadach została
ograniczona czasowo, podmiot, który złoży stosowny wniosek będzie uprawniony do
rozliczenia ujemnego salda na zasadach określonych w projekcie przez okres 12 miesięcy,
jednak nie dłużej niż do dnia 31 grudnia 2027 r. Żaden wytwórca, który skorzysta z
możliwości obliczania ujemnego salda na zasadach zaproponowanych w projekcie, nie będzie
uprawniony przy jego wyliczeniu do uwzględnienia wolumenu energii elektrycznej
wyprodukowanej i wprowadzonej do sieci w godzinach dostawy, dla których średnie ceny
giełdowe były niższe niż 0 złotych za 1 MWh. Ograniczenie to porządkuje i ujednolica
sytuację wytwórców. Zakłada się, że nowy projektowany sposób rozliczenia ujemnego salda
będzie korzystniejszy dla wytwórcy, dlatego projektodawca konkretyzuje sytuację
wnioskodawcy, który nie dotrzymał warunku wprowadzania energii do sieci z mocą nie
wyższą niż 50% mocy zainstalowanej.
W dokumentach strategicznych państwa przewidziano dalszą intensyfikację rozwoju OZE,
w tym znaczący wzrost mocy zainstalowanej w fotowoltaice do 2030 r., co wskazuje na
utrzymanie priorytetowego charakteru tej technologii w krajowej transformacji
energetycznej.
Geotermia - Instrumenty wsparcia finansowego
Pomimo że pytanie koncentruje się na rozwoju fotowoltaiki i energetyki wiatrowej, nie
można pomijać znaczącego potencjału krajowych zasobów geotermalnych, które stanowią
istotny element dywersyfikacji miksu energetycznego oraz transformacji sektora
ciepłowniczego.
W odniesieniu do geotermii należy wskazać:
 kompleksowy system wsparcia realizowany przez Narodowy Fundusz Ochrony
Środowiska i Gospodarki Wodnej, obejmujący cały cykl inwestycyjny – od badań
geologicznych po budowę instalacji,
 program „Udostępnianie wód termalnych w Polsce”, zapewniający nawet 100%
finansowania odwiertów badawczych, co eliminuje podstawową barierę ryzyka
geologicznego,
 program „OZE – źródło ciepła dla ciepłownictwa”, wspierający budowę ciepłowni
geotermalnych oraz ich integrację z systemami ciepłowniczymi.
MORSKA ENERGETYKA WIATROWA
Zakres zmian w nowelizacji ustawy o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w
morskich farmach wiatrowych oraz niektórych innych ustaw

-- 8 of 14 --

9
W celu przyspieszenia inwestycji w sektorze morskiej energetyki wiatrowej, w ustawie z dnia
9 października 2025 r. wprowadzono szereg konkretnych rozwiązań systemowych i
proceduralnych.
Ustawa wprowadziła przede wszystkim przepisy umożliwiające skuteczne przeprowadzenie
pierwszej aukcji dla morskich farm wiatrowych. Dotyczyły one usprawnienia aukcyjnego
systemu wsparcia polegającego na wprowadzeniu warunkowej prekwalifikacji, aukcji
interwencyjnej w 2026 r., możliwości dzielenia obszarów na dwie farmy wiatrowe, ale przede
wszystkim uprościła i pozbawiała od wszelkich wątpliwości procedurę rozstrzygania aukcji.
W efekcie w dniu 17 grudnia 2026 r. skutecznie przeprowadzono aukcję, w której trzy
projekty osiągnęły najlepsze wyniki cenowe i uzyskały prawo do pokrycia ujemnego salda:
 Morska Farma Wiatrowa Baltic East o mocy zainstalowanej elektrycznej 900 MW,
 MFW Baltica 9 o mocy zainstalowanej elektrycznej 975 MW,
 MFW Bałtyk I o mocy zainstalowanej elektrycznej 1 560 MW.
Łącznie daje to moc 3,435 GW, która znacząco zasili Krajowy System Elektroenergetyczny
w latach trzydziestych.
Ustawa wprowadziła również wiele ułatwień proceduralnych i usprawnień realizacji
projektów, takich jak:
 mikroprzesunięcia fundamentów morskich turbin wiatrowych lub stacji
elektroenergetycznych (do 50 m) bez wymogu wcześniejszej zgody dyrektora
urzędu morskiego,
 współdzielenie przez więcej niż jedną morską farmę wiatrową tej samej stacji
elektroenergetycznej zlokalizowanej na morzu lub zespołu urządzeń służących do
wyprowadzenia mocy lub ich elementów,
 umożliwienie sprzedaży energii elektrycznej produkowanej w trakcie okresu
oddawania MFW do użytkowania na rynkach: dnia następnego, dnia bieżącego oraz
bilansującym,
 regulacje dotyczące bezpieczeństwa pracowników i ich czasu pracy personelu
budującego MFW oraz osób pracujących w portach, terminalach i bazach
serwisowych czasu pracy,
 przepisy dotyczące bezpieczeństwa państwa, czyli m.in. tworzenia stref
bezpieczeństwa dla MFW – również w fazie budowy.
BIOGAZ, W TYM BIOGAZ ROLNICZY ORAZ BIOMETAN
Obecne instrumenty finansowe
Odnosząc się do obszaru biogazu i biometanu, uprzejmie informuję, że pomimo
funkcjonowania relatywnie stabilnych i przewidywalnych ram regulacyjnych, obejmujących
zarówno instrumenty wsparcia operacyjnego dla wytwórców energii elektrycznej i ciepła z
biogazu, jak i mechanizmy dedykowane dla producentów biometanu, Ministerstwo Klimatu i
Środowiska prowadzi szeroko zakrojone działania mające na celu dalszą intensyfikację
rozwoju tego segmentu odnawialnych źródeł energii.
Obowiązujący system wsparcia operacyjnego dla sektora biogazu obejmuje kompleksowy
zestaw instrumentów ekonomicznych, w tym system taryf gwarantowanych (FIT), system
dopłat do ceny rynkowej (FIP) oraz system aukcyjny. Rozwiązania te zapewniają wytwórcom
energii elektrycznej z biogazu stabilność przychodów oraz ograniczenie ryzyka

-- 9 of 14 --

10
inwestycyjnego, co sprzyja podejmowaniu decyzji inwestycyjnych. W przypadku biometanu
obecnie funkcjonuje system FIP, który stanowi podstawowy mechanizm wsparcia produkcji
i wprowadzania tego paliwa do sieci gazowej.
W trosce o dalszy stabilny rozwój rynku biogazu i biometanu przygotowano dodatkowe
instrumenty finansowe ukierunkowane na zwiększenie poziomu ich produkcji oraz
wykorzystania. Szczególne znaczenie ma program „Poprawa bezpieczeństwa
energetycznego poprzez wykorzystanie biometanu”, którego całkowity budżet wynosi
800 mln zł. Program został uruchomiony w połowie maja 2026 r., przy czym w ramach
pierwszej transzy przewidziano środki w wysokości 300 mln zł. Mechanizm ten umożliwia
wsparcie zarówno dla instalacji produkujących biometan, jak i dla podmiotów planujących
modernizację istniejących instalacji biogazowych poprzez ich doposażenie w układy
oczyszczania biogazu do jakości biometanu, wraz z niezbędną infrastrukturą techniczną.
Dodatkowo przygotowano program „Wysokosprawna kogeneracja z biogazu wytwarzanego
z biomasy, w tym z odpadów komunalnych”, którego budżet wynosi 1 miliard złotych.
Program ten ma na celu wsparcie budowy nowych oraz rozbudowy i modernizacji
istniejących instalacji kogeneracyjnych wykorzystujących biogaz, w tym biogaz rolniczy, w
warunkach wysokosprawnej kogeneracji. Planowany termin uruchomienia programu
przypada na drugą połowę 2026 r. Niezależnie od wskazanych działań prowadzone są dalsze
prace koncepcyjne nad kolejnymi instrumentami wsparcia inwestycyjnego, które mają
odpowiadać na zmieniające się potrzeby rynku.
Projektowane zmiany legislacyjne – wprowadzenie aukcyjnego systemu wsparcia dla
biometanu
Istotnym elementem działań podejmowanych przez resort klimatu i środowiska są również
inicjatywy legislacyjne mające na celu zwiększenie atrakcyjności inwestycyjnej sektora oraz
rozszerzenie katalogu dostępnych mechanizmów wsparcia operacyjnego dla producentów
biometanu. W tym kontekście zmiany procedowane są w projekcie UD332.
Projekt ten zawiera szereg rozwiązań o charakterze systemowym, których nadrzędnym
celem jest eliminacja kluczowych barier inwestycyjnych. W szczególności przewidziano w
nim wprowadzenie aukcyjnego systemu wsparcia dla wytwórców biometanu w instalacjach
odnawialnych źródeł energii o mocy powyżej 1 MW. System ten został zaprojektowany jako
mechanizm rynkowy zapewniający efektywną alokację środków publicznych oraz stabilność
przychodów wytwórców.
Zgodnie z projektowanymi rozwiązaniami, wsparcie w ramach systemu aukcyjnego będzie
przysługiwało wytwórcom biometanu wprowadzającym to paliwo do sieci gazowej.
Mechanizm ten będzie mógł być łączony ze wsparciem inwestycyjnym, w tym z
instrumentami finansowymi oferowanymi przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i
Gospodarki Wodnej, z zachowaniem zasad kumulacji pomocy publicznej. Wsparcie będzie
miało formę kontraktu różnicowego opartego na ofercie złożonej w ramach aukcji,
poprzedzonej procesem preselekcji, przy czym przewidziano odrębne koszyki aukcyjne dla
instalacji w dwóch przedziałach mocy – do 2 MW oraz powyżej 2 MW.
Okres wsparcia został ustalony na maksymalnie 20 lat, co odpowiada obecnym
rozwiązaniom stosowanym w systemie FIP dla biometanu. Jednocześnie wprowadzono
zobowiązanie do rozpoczęcia wytwarzania biometanu w terminie czterech lat od dnia
rozstrzygnięcia aukcji. Warunkiem uzyskania wsparcia publicznego będzie spełnienie przez

-- 10 of 14 --

11
produkowany biometan kryteriów zrównoważonego rozwoju określonych w przepisach
ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych.
Szacuje się, że w wyniku wdrożenia systemu aukcyjnego do 2030 r. powstanie ponad
50 instalacji biometanowych o średniej mocy około 2,8 MW, które łącznie będą mogły
osiągnąć roczną produkcję na poziomie około 300 mln m³ biometanu. Skala ta będzie
stanowić istotny wkład w zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego oraz dywersyfikację
źródeł dostaw paliw gazowych.
Projektowane zmiany legislacyjne - ułatwienia w zakresie budowy gazociągów
bezpośrednich
Projekt ustawy przewiduje ponadto wprowadzenie ułatwień w zakresie budowy gazociągów
bezpośrednich służących do transportu biogazu, biogazu rolniczego oraz biometanu.
Proponowane rozwiązania zakładają uproszczenie procedur administracyjnych poprzez
wprowadzenie mechanizmu, w którym Prezes Urzędu Regulacji Energetyki wydaje zgodę na
budowę gazociągu bezpośredniego po potwierdzeniu, że instalacja ta będzie
wykorzystywana do bezpośredniego dostarczania paliwa gazowego od wytwórcy do
odbiorcy końcowego, z pominięciem krajowego systemu gazowego.
Rozwiązanie to ma szczególne znaczenie w kontekście ograniczeń związanych z dostępem
do infrastruktury sieciowej w lokalizacjach o wysokim potencjale substratowym. Gazociągi
bezpośrednie umożliwią efektywne wykorzystanie biogazu i biometanu poza miejscem ich
wytworzenia, w tym w szczególności przez odbiorców przemysłowych oraz jednostki
wytwórcze energii cieplnej, które mogą zastąpić paliwa kopalne odnawialnymi gazami.
Przyjęcie proponowanych regulacji powinno w istotny sposób przyczynić się do
przyspieszenia procesów inwestycyjnych oraz zwiększenia skali wykorzystania biogazu i
biometanu w krajowym systemie energetycznym.
LĄDOWA ENERGETYKA WIATROWA
Obecny stan prawny
W dniu 23 kwietnia 2023 r. weszła w życie ustawa z dnia 9 marca 2023 r. o zmianie ustawy o
inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. z
2023 r. poz. 553), dalej: „nowelizacja ustawy o inwestycjach”. Przepisy tego aktu utrzymują
generalną zasadę 10H. Odległość planowanej elektrowni wiatrowej od zabudowy
mieszkaniowej może w drodze wyjątku być zmniejszona do 700 metrów przez radę gminy w
ramach uchwalonego miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego.
Nowelizacja ustawy o inwestycjach rozpoczęła proces stopniowej liberalizacji zasad
lokalizowania elektrowni wiatrowych na lądzie. Dzięki niej inwestycje wiatrakowe już dzisiaj
mają prawne podstawy do realizacji. Niemniej jednak, z punktu widzenia celów transformacji
energetycznej państwa, przyjęte zmiany zostały uznane za niewystarczające. Nowelizacja
ustawy o inwestycjach nie zaadresowała wszystkich wyzwań, których efektem jest zbyt długi
czas realizacji inwestycji energetyce wiatrowej na lądzie.
Ustawa z dnia 5 sierpnia 2025 r. o zmianie ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni
wiatrowych oraz niektórych innych ustaw, dalej: „ustawa z dnia 5 sierpnia 2025 r.”
realizowała powyższe cele, jednak została zawetowana. MKiŚ nie ustaje jednak w
działaniach mających na celu dalszą transformację energetyczną Polski w kierunku
zazielenienia miksu energetycznego i obniżania kosztów energii. Powyższe wymaga przede

-- 11 of 14 --

12
wszystkim od MKiŚ przygotowania takiego środowiska regulacyjnego, w którym te procesy
inwestycyjne dla instalacji OZE będą zachodziły szybko. Aby zrealizować tak zakładane cele
należy przyśpieszyć proces wydawania pozwoleń – tam, gdzie nie stoi to w sprzeczności z
potrzebą upodmiotowienia społeczności lokalnych mieszkających przy wiatrakach.
Repowering elektrowni wiatrowych
Rozporządzenie ws. repoweringu4 przewiduje, że inwestycje związane z repoweringiem
będą zwolnione z obowiązku uzyskania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach, pod
warunkiem spełnienia określonych kryteriów:
 zwiększenie mocy całego przedsięwzięcia (a nie pojedynczej turbiny) maksymalnie o
30%;
 brak zwiększenia liczby turbin;
 brak możliwości relokacji turbin w promieniu większym niż 150 m od osi istniejącej wieży
turbiny;
 oś wieży turbiny będzie zlokalizowana w odległości nie mniejszej niż 250 m od granicy
lasu;
 łączna moc instalacji po modernizacji nie przekroczy 100 MW – jest to próg, powyżej
którego inwestycje kwalifikują się jako mogące zawsze znacząco oddziaływać na
środowisko.
Warto przy tym podkreślić, że współczynnik wykorzystania mocy pierwszych turbin wynosił
20-26%, a nowoczesne turbiny osiągają ponad 35%, co stanowi wzrost o ponad 15 pkt. proc.
Nowe turbiny zapewnią większą stabilność produkcji energii, działając przy niższych
prędkościach wiatru. Przyjęcie 30% limitu mocy stosując bardziej efektywne turbiny
wiatrowe przekłada się na ok. 97-proc. wzrost produkcji energii co jest istotnym efektem
systemowym. Wynika to ze znacznego wzrostu produktywność urządzeń.
Tereny, na których funkcjonują farmy wiatrowe, stanowią wartościowe i ograniczone
aktywo – obejmują lokalizacje o jednych z najlepszych warunków wietrznych w Polsce.
Warto maksymalizować potencjał produkcji energii elektrycznej na takich obszarach.
Przygotowane rozporządzenie realizuje tę potrzebę.
Projektowane zmiany legislacyjne - nowy mechanizm gratyfikacji (fundusz partycypacyjny)
MKiŚ przygotowuje także oddzielną inicjatywę legislacyjną – dedykowaną mechanizmowi
gratyfikacji dla społeczności lokalnych mieszkających w pobliżu farmy wiatrowej. Obecnie
wniosek o wpis projektu do Wykazu prac legislacyjnych i programowych Rady Ministrów jest
rozpatrywany przez Zespół Programowania Prac Rządu. Warto w pierwszej kolejności
poinformować, iż przepisy ustawy o inwestycjach przewidują już korzyści dla mieszkańców.
Jest to obowiązek udostępnienia części mocy planowanej elektrowni wiatrowej
mieszkańcom gminy, tak aby mogli korzystać z niej w formule prosumenta wirtualnego. W
praktyce mechanizm ten jeszcze przed rozpoczęciem funkcjonowania został oceniony jako
zbyt skomplikowany, ponieważ wprowadza dodatkowe obowiązki i nową ścieżkę formalną,
nakładając się na już istniejące regulacje prosumenckie.
4 Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 26 maja 2026 r. zmieniające rozporządzenie w
sprawie przedsięwzięć mogących znacząco oddziaływać na środowisko (Dz. U. z 2026 r. poz.
706).

-- 12 of 14 --

13
Wątpliwości budziła też bariera finansowa – skorzystanie z tego rozwiązania wymaga
wniesienia istotnego wkładu początkowego (ponad 7 tys. zł za 1 kW). Choć sama idea
wspiera rozwój prosumeryzmu, wskazane trudności zostały określone jako zbyt
ograniczające popularność jego stosowania i skłoniły projektodawcę do zmiany podejścia.
Celem procedowanego projektu jest wprowadzenie nowego mechanizmu gratyfikacji, który
będzie prosty, a co za tym idzie dostępny dla mieszkańców żyjących w sąsiedztwie elektrowni
wiatrowych. Nowy mechanizm nie będzie się wiązać z jakimikolwiek nakładami finansowymi
po stronie mieszkańców. Projektowany mechanizm gratyfikacji powinien realizować swój
podstawowy cel – stanowić narzędzie, które zwiększy akceptację społeczności lokalnych dla
inwestycji w lądową energetykę wiatrową.
Projekt ustawy przewiduje wprowadzenie obowiązku utworzenia przez inwestora funduszu
partycypacyjnego, z którego finansowane będą świadczenia dla właścicieli budynków i lokali
mieszkalnych położonych w promieniu do 1000 m od elektrowni wiatrowej. Fundusz ma
funkcjonować przez cały okres eksploatacji instalacji – do czasu uzyskania prawomocnej
decyzji o pozwoleniu na rozbiórkę, co w praktyce oznacza ok. 25 lat. Zasilanie funduszu
będzie następować corocznie ze środków wytwórcy, w wysokości 20 tys. zł rocznie na każdy
1 MW mocy zainstalowanej, z coroczną waloryzacją o wskaźnik inflacji. Jeżeli po wypłatach
w danym roku pozostaną niewykorzystane środki, będą one przekazywane gminie, na której
obszarze znajduje się elektrownia wiatrowa. Rozwiązanie to ma zapewnić, że korzyści z
inwestycji będą odczuwalne nie tylko bezpośrednio przez najbliższych mieszkańców, lecz
także w skali lokalnego samorządu.
17. Jakie działania podjęto w celu uproszczenia procedur administracyjnych związanych z
inwestycjami energetycznymi?
W celu ułatwienia inwestorom poruszania się pośród procedur administracyjnych
wymaganych w przypadku projektów OZE, Ministerstwo Klimatu i Środowiska od 2025 r.
prowadzi Krajowy Punkt Kontaktowy ds. Odnawialnych Źródeł Energii (KPK OZE), dostępny
pod adresem kontaktoze.gov.pl. To platforma dedykowana osobom zainteresowanym
inwestycjami w instalacje wykorzystujące odnawialne źródła energii - zarówno osobom
fizycznym, jak i przedsiębiorcom. Punkt zapewnia kompleksowe wsparcie informacyjne na
temat procesów inwestycyjnych dla różnych typów instalacji OZE.
KPK OZE umożliwia skorzystanie z:
 opisów procesów inwestycyjnych OZE;
 opisów procedur administracyjnych;
 formularza kontaktowego za pomocą którego można skontaktować się w sprawie
całego procesu inwestycyjnego lub poszczególnych procedur;
 podręcznika procedur inwestycyjnych OZE zawierającego szczegółowe informacje
dotyczące procesów inwestycyjnych w OZE.
Ułatwienia dla inwestycji w zakresie infrastruktury energetycznej i paliwowej
Należy także tu wskazać rozwiązanie zawarte w projekcie UD332. Zaproponowano w nim
zmiany w ustawie z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i
jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania
na środowisko (Dz. U. z 2024 r. poz. 1112 z późn. zm.), zwana dalej „ustawą OOŚ, które mają
na celu umożliwienie równoległego procedowania decyzji o środowiskowych

-- 13 of 14 --

14
uwarunkowaniach oraz MPZP dla inwestycji w zakresie infrastruktury energetycznej i
paliwowej, co usprawni proces inwestycyjny oraz obniży jego koszty.
W wyniku proponowanej zmiany – w przypadku, w którym MPZP nie przewiduje lokalizacji
obiektu infrastruktury energetycznej lub paliwowej objętej wnioskiem o wydanie decyzji o
środowiskowych uwarunkowaniach, co aktualnie oznacza obowiązek odmowy wydania
decyzji – będzie zapewniona możliwość przedłożenia uchwały o przystąpieniu do
sporządzenia planu miejscowego, który będzie obejmował możliwość lokalizacji takiej
inwestycji. Mechanizm ten będzie odpowiednio stosowany w przypadku ZPI.
Uproszczenia procedur administracyjnych – implementacja Dyrektywy RED III
Jednocześnie warto podkreślić, że obecnie procedowany projekt UC118 wprowadza szereg
uproszczeń procedur administracyjnych związanych z inwestycjami energetycznymi.
Projekt przewiduje m.in.:
1) ograniczenie procedury środowiskowej przy modyfikacji lub rozbudowie
infrastruktury sieciowej,
2) wyłączenie stosowania przepisów o kontroli w ramach oceny oddziaływania na
środowisko dla modernizacji instalacji PV,
3) zwolnienie z obowiązku uzyskania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach
oraz z przeprowadzenia oceny oddziaływania przedsięwzięcia na obszar Natura
2000 dla instalacji PV zlokalizowanych na sztucznej powierzchni,
4) skrócenie terminów na wydanie warunków przyłączenia do sieci w przypadku
zwiększenia łącznej mocy zainstalowanej instalacji OZE o nie więcej niż 15% oraz dla
pomp ciepła o mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 12 kW i 50 kW,
5) wprowadzenie w ustawach odnoszących się do inwestycji w instalacje OZE zasady
milczącej zgody w odniesieniu do spełniania przez wniosek złożony w trakcie
procedury administracyjnej wymagań formalnych.
Proponowane rozwiązania realnie przyczynią się do skrócenia czasu trwania poszczególnych
etapów administracyjnych oraz ułatwią sprawną realizację inwestycji energetycznych.
Projekt UC118 znajduje się obecnie na etapie analizy uwag zgłoszonych w ramach uzgodnień
międzyresortowych, konsultacji publicznych oraz opiniowania.
Z wyrazami szacunku
Urszula Zielińska
Sekretarz Stanu
Ministerstwo Klimatu i Środowiska
/ – podpisany cyfrowo/

-- 14 of 14 --

+48 (22) 626 43 30 Ministerstwo Energii
www.gov.pl/energia ul. Przemysłowa 26
me@me.gov.pl 00-450 Warszawa
BM-WPR.0510.183.2026.KK
Warszawa, 2026-06-29
Pan
Włodzimierz Czarzasty
Marszałek Sejmu RP
Szanowny Panie Marszałku,
w nawiązaniu do interpelacji posła Marcina Józefaciuka o numerze 17373 w sprawie planu
transformacji energetycznej państwa, ograniczenia emisji dwutlenku węgla oraz finansowania
rozwoju energetyki jądrowej i odnawialnych źródeł energii, poniżej przedstawiam odpowiedzi
na zadane pytania.
Rząd RP podejmuje liczne działania zapewniające kontrybucję do osiągnięcia
ogólnounijnego celu redukcji emisji gazów cieplarnianych (GHG) o co najmniej 55% do
2030 r. względem poziomu z 1990 r., zgodnie z założeniami pakietu Fit for 55. W oparciu o
Krajowy Plan w Dziedzinie Energii i Klimatu (KPEiK) - scenariusz WEM, wskazuje możliwość
osiągnięcia do 2030 r. ok. 43% redukcji emisji GHG dla całej gospodarki (do poziomu ok.
253,7 mln t ekw. CO2). Scenariusz WAM szacuje na 2030 r. możliwość osiągnięcia ok. 53%
redukcji krajowej emisji GHG (do poziomu ok. 211,7 mln t ekw. CO2). Analizy do dokumentu
wraz z założeniami i metodyką są kompleksowo opisane w jego załącznikach 1-3. Założenia
KPEiK uwzględniają aktualne zmiany w otoczeniu gospodarczym i energetycznym Polski
oraz opierają się na szerokim zakresie analiz ekonomicznych, społecznych,
infrastrukturalnych i regulacyjnych, odzwierciedlających bieżącą sytuację rynkową i
technologiczną kraju. Prognozy zostały opracowane przez konsorcjum Instytutu Ochrony
Środowiska – Państwowego Instytutu Badawczego (IOŚ-PIB) oraz Agencji Rynku Energii
S.A. (ARE S.A.), które odpowiadało za przygotowanie analiz oraz zapewnienie wysokiej
jakości i spójności danych wykorzystanych w procesie modelowania.
Transformacja energetyczna w Polsce musi być zgodna z najnowszym pakietem regulacji
unijnych, które wyznaczają wiążące cele. Są to m.in.: dyrektywa PE i Rady (UE) 2023/24131
o odnawialnych źródłach energii (RED III), rozporządzenie PE i Rady (UE) 2021/11192
Europejskie Prawo o Klimacie czy dyrektywa 2023/9553 o efektywności energetycznej.
Wymaga ona także ogromnych nakładów finansowych i dlatego opiera się na połączeniu
wielu źródeł finansowania. Kluczową rolę odgrywają fundusze Unii Europejskiej, w tym m.in.
Fundusze Europejskie na Infrastrukturę, Klimat, Środowisko (FEnIKS), Fundusze Europejskie
dla Polski Wschodniej (FEPW), Fundusze Europejskie dla Nowoczesnej Gospodarki (FENG),
Instrument na rzecz Odbudowy i Zwiększania Odporności (RRF, ang. Recovery and
Resilience Facility), a także Mechanizm Sprawiedliwej Transformacji (MST, Fundusz na rzecz
￿ Dyrektywa PE i RE z dnia 18 października 2023 r. zmieniająca dyrektywę (UE) 2018/2001, rozporządzenie (UE)
2018/1999 i dyrektywę 98/70/WE w odniesieniu do promowania energii ze źródeł odnawialnych oraz uchylająca
dyrektywę Rady (UE) 2015/652.
2 Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2021/1119 z dnia 30 czerwca 2021 r. w sprawie
ustanowienia ram na potrzeby osiągnięcia neutralności klimatycznej i zmiany rozporządzeń (WE) nr 401/2009 i
(UE) 2018/1999
￿ Dyrektywa PE i RE z dnia 13 września 2023 r. w sprawie efektywności energetycznej oraz zmieniająca
rozporządzenie (UE) 2023/955.

-- 1 of 3 --

+48 (22) 626 43 30 Ministerstwo Energii
www.gov.pl/energia ul. Przemysłowa 26
me@me.gov.pl 00-450 Warszawa
Strona 2 z ￿
Sprawiedliwej Transformacji, Program InvestEU) i in., które wspierają inwestycje
w infrastrukturę, OZE, efektywność energetyczną i modernizację regionów węglowych.
Środki te są uzupełniane przez finansowanie krajowe, w tym programy NFOŚiGW, budżet
państwa i instrumenty wsparcia dla energetyki. Istotne znaczenie mają również instytucje
finansowe i kapitał prywatny, które dzięki finansowaniu projektowemu i instrumentom
zwrotnym mogą wielokrotnie zwiększyć skalę inwestycji. Transformację wspierają także
mechanizmy rynkowe, takie jak aukcje OZE, system wsparcia energetyki wiatrowej na
morzu, rynek mocy czy system białych certyfikatów. Projekt elektrowni jądrowej
w lokalizacji Lubiatowo-Kopalino będzie finansowany ze środków skarbu państwa,
tj. z obligacji skarbowych przekazywanych w transzach spółce PEJ na podwyższenie
kapitału zakładowego oraz z kredytów pozyskanych od zagranicznych i krajowych instytucji
finansowych. Nowelizacja ustawy o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie
obiektów energetyki jądrowej oraz inwestycji towarzyszących uchwalona w 2025 roku
zabezpieczyła w budżecie państwa (w formie obligacji skarbowych) kwotę 60,2 mld zł.
Ponadto, w ramach programu wieloletniego pn. „Program wspierania inwestycji
infrastrukturalnych, w związku z realizacją kluczowych inwestycji w zakresie strategicznej
infrastruktury energetycznej, w tym elektrowni jądrowej, w województwie pomorskim”
którego celem jest wsparcie inwestycji infrastrukturalnych realizowanych w związku
z kluczowymi inwestycjami w zakresie strategicznej infrastruktury energetycznej, w tym
elektrowni jądrowej, sfinansowane zostaną inwestycje infrastrukturalne, które mają
umożliwić sprawną realizację infrastruktury energetycznej zlokalizowanej na terenie
województwa pomorskiego, w tym elektrowni jądrowej i elektroenergetycznych sieci
przesyłowych. Projekt EJ Lubiatowo-Kopalino posiada model finansowania, a pomoc
publiczna w tym zakresie została również zatwierdzona przez Komisję Europejską. Model
finansowy EJ1 był częścią wniosku notyfikującego pomoc publiczną, który we wrześniu
2024 r. został przedstawiony Komisji Europejskiej. W dniu 9 grudnia 2025 r. Komisja
Europejska wydała decyzję uznającą za zgodną z rynkiem wewnętrznym notyfikowaną
pomoc publiczną dla EJ1. Ostateczne wskazanie lokalizacji EJ2 będzie możliwe dopiero po
wykonaniu niezbędnych analiz, które potwierdzą możliwość budowy elektrowni jądrowej.
W ich ramach konieczne jest sprawdzenie, m.in. warunków sejsmicznych, geologicznych,
dostępności wody chłodzącej czy koniecznych inwestycji w infrastrukturę towarzyszącą.
Prowadzeniem analiz związanych z lokalizacją EJ2 w pobliżu istniejących elektrowni
Bełchatów i Konin zajmuje się spółka PGE Energia Jądrowa S.A.
W Ministerstwie Energii prowadzone są prace nad Strategią transformacji ciepłownictwa
do 2040 r., która w dniu 23 czerwca 2026 r. otrzymała wpis do Wykazu prac legislacyjnych
i programowych Rady Ministrów. Celem dokumentu jest stworzenie długoterminowych ram
strategicznych dla rozwoju sektora ciepłowniczego systemowego w Polsce,
umożliwiających przeprowadzenie jego transformacji w sposób zapewniający poprawę
bezpieczeństwa energetycznego państwa, utrzymanie społecznie akceptowalnych cen
ciepła dla odbiorców końcowych, poprawę efektywności energetycznej sektora oraz
realizację krajowych i unijnych celów w zakresie polityki energetycznej.
Zagadnienie wpływu transformacji energetycznej na kształtowanie się cen energii
elektrycznej dla odbiorców końcowych, zarówno gospodarstw domowych, jak
i przedsiębiorców, jest traktowane przez Ministerstwo Energii za jeden z priorytetowych
obszarów analitycznych. Prognozy dot. uśrednionych cen energii elektrycznej w podziale na
grupy odbiorców do 2040 r. (gospodarstwa domowe, usługi i przemysł) są zawarte
w załącznikach 1 i 2 do KPEiK. W ramach bieżącej współpracy Ministerstwa Energii

-- 2 of 3 --

+48 (22) 626 43 30 Ministerstwo Energii
www.gov.pl/energia ul. Przemysłowa 26
me@me.gov.pl 00-450 Warszawa
Strona ￿ z ￿
z Narodowym Centrum Analiz Energetycznych (NCAE), prowadzona jest analiza czynników
składających się na kształtowanie ceny energii elektrycznej dla odbiorców końcowych
z wykorzystaniem specjalnie do tego celu opracowanego modelu analitycznego.
Najważniejsze działania osłonowe i przekwalifikowujące koncentrują się na łagodzeniu
skutków odchodzenia od węgla oraz wspieraniu zdobywania nowych kompetencji przez
pracowników sektorów objętych transformacją. Wsparcie kierowane jest przede wszystkim
do regionów węglowych, które najbardziej odczują zamykanie kopalń i elektrowni. Środki
z Funduszu Sprawiedliwej Transformacji mają ograniczać negatywne skutki utraty miejsc
pracy oraz finansować lokalne inwestycje i wspierać przedsiębiorczość. Transformacja
wymaga rozwoju nowych umiejętności, dlatego KPEiK podkreśla znaczenie
przekwalifikowania pracowników sektora węglowego w kierunku branż rozwijających się:
technologii OZE, energetyki rozproszonej, automatyki, usług przemysłowych czy
technologii wodorowych. Wspierane będą programy szkoleniowe, doradztwo zawodowe,
partnerstwa lokalne oraz rozwój oferty edukacyjnej (kursy, szkolenia, mikropoświadczenia).
W odniesieniu do górnictwa węgla kamiennego podstawowe instrumenty łagodzenia
społecznych skutków transformacji zostały określone w ustawie z dnia 7 września 2007 r.
o funkcjonowaniu górnictwa węgla kamiennego (Dz. U. z 2026 r. poz. 520). Jej nowelizacja
z dnia 4 grudnia 2025 r. stworzyła ramy do stopniowego, bezpiecznego i społecznie
akceptowalnego wygaszania działalności wydobywczej, z uwzględnieniem ochrony praw
pracowniczych oraz potrzeb regionów górniczych. Przewidziane rozwiązania obejmują
instrumenty osłonowe, do których należą: urlopy górnicze oraz urlopy dla pracowników
zakładów przeróbki mechanicznej węgla, kierowane do osób w okresie przedemerytalnym,
a także jednorazowe odprawy pieniężne dla pracowników odchodzących z sektora. Celem
tych rozwiązań jest ograniczenie społecznych skutków transformacji, zapewnienie
pracownikom stabilności dochodowej w okresie przejściowym oraz umożliwienie
stopniowego dostosowania zatrudnienia do zmian zachodzących w sektorze górnictwa
węgla kamiennego.
Z wyrazami szacunku
z upoważnienia Ministra
Wojciech Wrochna
Sekretarz stanu
2026-06-29 $ezdPolePodpisu1
Do wiadomości:
Kancelaria Prezesa Rady Ministrów

-- 3 of 3 --