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
DSA-WPE.050.3.2024.BZ
3235885.12760521.10306327
Warszawa, 04-07-2024
Pan Szymon Hołownia
Marszałek Sejmu RP
Szanowny Panie Marszałku,
w nawiązaniu do interpelacji Pana Posła Daniela Milewskiego w sprawie zrównoważenia
systemu energetycznego Polski nr K10INT3047 z dnia 10 czerwca 2024 r.
poniżej przekazuję szereg informacji kontekstowych.
1. Czy istnieją programy zachętowe dla przedsiębiorstw energetycznych w celu
przejścia na bardziej zrównoważone technologie produkcji energii, a jeśli tak, to jakie
konkretnie korzyści i wsparcie oferowane są tym firmom?
Sektor energetyczny jest beneficjentem programów współfinansowanych ze środków
europejskich i krajowych zakładających wsparcie finansowe inwestycji mających na celu
transformację energetyczną w kierunku zmniejszenia emisyjności w sektorze produkcji
energii.
Do końca 2023 r. na dofinansowanie inwestycji m.in. w sektorze energetycznym
wydatkowane były środki z Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko 2014-
20201, w ramach którego na priorytet pn. „Zmniejszenie emisyjności gospodarki” dotyczący
szeroko pojętej poprawy efektywności energetycznej gospodarki w tym w budownictwie
przeznaczono 7,8 mld zł. W ramach ww. priorytetu przedsiębiorstwa z branży energetycznej
mogły być bezpośrednimi beneficjentami wsparcia przede wszystkim w ramach działania 1.1
pn. „Wspieranie wytwarzania i dystrybucji energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych”, gdzie
udzielono dofinansowania w łącznej wysokości blisko 1,8 mld zł. Ponadto na projekty z
zakresu efektywnej dystrybucji ciepła i chłodu z działania 1.5 przeznaczono ok. 1 mld zł, a
kolejny miliard został wydatkowany na projekty z zakresu wykorzystania wysokosprawnej
kogeneracji w działaniu 1.6 pn. „Promowanie wykorzystywania wysokosprawnej kogeneracji
ciepła i energii elektrycznej w oparciu o zapotrzebowanie na ciepło użytkowe”.
W obecnej perspektywie finansowej (lata 2021-2027) z budżetu polityki spójności Unii
Europejskiej sektor energetyczny jest wspierany przede wszystkim ze środków Programu
Fundusze Europejskie na Infrastrukturę, Klimat, Środowisko 2021-20272.
Dla przedsiębiorstw z branży energetycznej przewidziano m.in. środki na inwestycje w
zakresie rozwoju OZE w ramach działania 2.2 pn. „Rozwój OZE” w wysokości 1,5 mld zł.
Wsparcie w tym obszarze planuje się skierować głównie na inwestycje z zakresu produkcji
OZE z biogazu i produkcji biometanu. Z kolei sektor ciepłowniczy może skorzystać ze
wsparcia w inwestycje z zakresu efektywności energetycznej oraz zmniejszenia emisyjności
w ramach budżetu działania 2.1 Programu FEnIKS „Infrastruktura ciepłownicza”

-- 1 of 12 --

2
wynoszącego 5 mld zł. Pełne informacje nt. wsparcia w ramach Programu FEnIKS, w tym
odnośniki do informacji o prowadzonych naborach wniosków dostępne są na stronie
www.feniks.gov.pl.
Dodatkowo warte zaznaczenia jest znaczne wsparcie finansowe skierowane na sektor
energetyki prosumenckej za pośrednictwem obsługiwanego przez Narodowy Fundusz
Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej Programu „Mój prąd”. Do tej pory z budżetu
Programu (zasilanego również środkami europejskimi) wsparto ponad pół miliona instalacji
fotowoltaicznych wydatkując na ten cel ponad 2,6 mld zł. Program jest cały czas realizowany
(dokonywane wypłaty), a rozpoczęcie nowej 6-tej edycji naboru wniosków planowane jest na
wrzesień 2024 r.
W ramach Krajowego Planu Odbudowy i Zwiększania Odporności realizowana będzie
inwestycja G3.1.4 Wsparcie na rzecz krajowego systemu energetycznego (Fundusz wsparcia
energetyki). Działanie to obejmuje inwestycje publiczne w określony instrument – Fundusz
Wsparcia Energetyki – w celu zachęcenia do realizacji inwestycji prywatnych oraz poprawy
dostępu do finansowania w tych sektorach polskiej gospodarki, które bezpośrednio ponoszą
koszty transformacji energetycznej. W ramach inwestycji przewidziano m.in. możliwość
uzupełnienia opracowanych do tej pory mechanizmów wsparcia na rzecz efektywności
energetycznej, w szczególności w dużych przedsiębiorstwach (np. wsparcie projektów w
zakresie instalacji redukujących emisje lub energochłonność przedsiębiorstw (takich jak CCS
(sekwestracja CO2) /CCUS (wychwyt, transport, unieszkodliwianie CO2) oraz w zakresie
rozwoju biometanu, a także inwestycji w instalacje produkujące odnawialny wodór) –
poprzez udzielanie pożyczek. Obecnie trwają prace mające na celu uruchomienie inwestycji,
w tym prace mające na celu określenie warunków i wielkości oferowanego wsparcia.
Instrumentem zarządzać będzie Bank Gospodarstwa Krajowego (BGK) pełniący funkcję
partnera wykonawczego, a do III kw. 2025 r. planowane jest podpisane wszystkich umów z
beneficjentami. Wszystkie projekty, które uzyskają wsparcie w ramach Funduszu muszą
spełniać zasadę „nie czyń poważnych szkód” – skrót ang. DNSH. Ostateczną decyzję
inwestycyjną w ramach Instrumentu będzie podejmował komitet inwestycyjny lub inny
odpowiedni równoważny organ zarządzający – musi ona zostać następnie zatwierdzona
większością głosów niezależnych członków. Całkowita alokacja przewidziana w ramach
instrumentu wynosi 17 068 511 631 EUR w części pożyczkowej,
W ramach KPO przewidziana jest realizacja inwestycji B1.2.1 Efektywność energetyczna
i OZE w przedsiębiorstwach – inwestycje o największym potencjale redukcji gazów
cieplarnianych (z alokacją 300 000 000 EUR w części pożyczkowej). Celem tej inwestycji jest
wspieranie przedsięwzięć przyczyniających się do ograniczania konsumpcji energii końcowej
oraz redukcji emisji gazów cieplarnianych poprzez zwiększanie efektywności energetycznej
procesów przemysłowo-produkcyjnych, obniżenie emisyjności przedsiębiorstw
przemysłowych, w tym przedsiębiorstw sektora energetycznego, wzrost udziału
niskoemisyjnych źródeł wytwarzania energii w przedsiębiorstwach poprzez inwestycje w
OZE oraz niskoemisyjne i wydajne wykorzystanie wytworzonej energii. Finansowane mogą
być wyłącznie przedsięwzięcia spełniające kryteria określone w analizie DNSH (nie czyń
poważnych szkód). W ramach inwestycji możliwe jest uzyskanie wsparcia na działania
mające na celu m.in.:
- budowę, rozbudowę lub modernizację istniejących instalacji przemysłowych
i produkcyjnych, urządzeń przemysłowych i elektrycznych, instalacji
elektroenergetycznych;

-- 2 of 12 --

3
- wymianę urządzeń i instalacji wykorzystywanych w procesach przemysłowych
lub procesach energetycznych.
Resortem odpowiedzialnym za tę inwestycję jest Ministerstwo Aktywów Państwowych.
W omawianym zakresie tematycznym ze środków krajowych tj. Narodowego Funduszu
Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej można wskazać w szczególności programy:
 Kogeneracja dla Energetyki i Przemysłu Część 1) Inwestycje dotyczące budowy lub/i
przebudowy jednostek wytwórczych o łącznej mocy zainstalowanej nie mniejszej
niż 10 MW, pracujących w warunkach wysokosprawnej kogeneracji
 Kogeneracja dla Ciepłownictwa,
 Kogeneracja Powiatowa,
 OZE – źródło ciepła dla ciepłownictwa,
 Innowacje dla Środowiska.
Poniżej zawarto kluczowe informacje o ofercie finansowania NFOŚiGW w ramach
wskazanych programów priorytetowych. Szczegółowe informacje na temat
przedmiotowych oraz pozostałych programów NFOŚiGW znajdują się na stronie
internetowej NFOŚiGW: https://www.gov.pl/web/nfosigw/programy-2021.
Program priorytetowy Kogeneracja dla Energetyki i Przemysłu Część 1) Inwestycje
dotyczące budowy lub/i przebudowy jednostek wytwórczych o łącznej mocy zainstalowanej
nie mniejszej niż 10 MW, pracujących w warunkach wysokosprawnej kogeneracji ma na celu
promowanie wykorzystywania wysokosprawnej kogeneracji dla przemysłu. Wsparcie
udzielane jest na inwestycje dotyczące budowy lub/i przebudowy jednostek wytwórczych o
łącznej mocy zainstalowanej nie mniejszej niż 10 MW, pracujących w warunkach
wysokosprawnej kogeneracji (z wyłączeniem energii wytworzonej w jednostce kogeneracji
opalanej węglem) wraz z podłączeniem ich do sieci przesyłowej, w których do produkcji
energii wykorzystuje się ciepło odpadowe, energię ze źródeł odnawialnych, paliwa gazowe,
mieszanki gazów, gaz syntetyczny lub wodór. Beneficjenci przedsiębiorcy prowadzący
działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania energii, o zainstalowanej mocy cieplnej
i/lub elektrycznej źródeł energii nie mniejszej niż 50 MW.
Program priorytetowy Kogeneracja dla Ciepłownictwa Część 1) Budowa lub/i przebudowa
jednostek wytwórczych o łącznej mocy zainstalowanej nie mniejszej niż 10 MW ma na celu
promowanie wykorzystywania wysokosprawnej kogeneracji w sektorze ciepłowniczym.
Wsparcie przedsięwzięć dotyczących budowy lub/i przebudowy jednostek wytwórczych
o łącznej mocy zainstalowanej nie mniejszej niż 10 MW, pracujących w warunkach
wysokosprawnej kogeneracji wraz z podłączeniem ich do sieci przesyłowej, w których
do produkcji energii wykorzystuje się ciepło odpadowe, energię ze źródeł odnawialnych oraz
paliwa niskoemisyjne gazowe, mieszanki gazów, gaz syntetyczny lub wodór.
Program priorytetowy Kogeneracja powiatowa ma na celu promowanie wykorzystywania
wysokosprawnej kogeneracji w sektorze ciepłowniczym. Wsparcie udzielane jest na
inwestycje dotyczące budowy lub/i przebudowy jednostek wytwórczych o łącznej mocy
zainstalowanej nie mniejszej niż 1 MW, pracujących w warunkach wysokosprawnej
kogeneracji (z wyłączeniem energii wytworzonej w jednostce kogeneracji opalanej węglem)
wraz z podłączeniem ich do sieci, w których do produkcji energii wykorzystuje się ciepło
odpadowe, energię ze źródeł odnawialnych oraz paliwa gazowe, mieszanki gazów, gaz
syntetyczny lub wodór.
Program priorytetowy OZE – źródło ciepła dla ciepłownictwa ma na celu wspieranie inwestycji
dotyczących wytwarzania energii cieplnej z odnawialnych źródeł. Wsparcie udzielane jest na
inwestycje dotyczące budowy lub/i przebudowy źródeł o łącznej mocy zainstalowanej co

-- 3 of 12 --

4
najmniej 2 MWt (minimalna moc budowanych/rozbudowywanych źródeł OZE nie może być
mniejsza niż 2 MWt), w których do produkcji energii cieplnej wykorzystuje się energia ze
źródeł odnawialnych ograniczonych do pomp ciepła, kolektorów słonecznych oraz
geotermii.
Program priorytetowy Innowacje dla Środowiska ma na celu wykorzystanie innowacyjnych
technologii w ochronie środowiska, które przyczynią się do realizacji celów Europejskiego
Zielonego Ładu, w tym neutralności klimatycznej, zielonej transformacji gospodarki
i zrównoważonego rozwoju. W ramach Programu będą realizowane przedsięwzięcia mające
na celu rozwój gospodarczy kraju w kierunku gospodarki nowoczesnej, przyjaznej
środowisku i o obiegu zamkniętym.
Rozwój odnawialnych źródeł energii:
Dostrzegając krajowy potencjał odnawialnych źródeł energii oraz wysokie koszty
inwestycyjne i operacyjne w niektórych technologiach wdrożono regulacje prawne służące
wsparciu operacyjnemu tych instalacji poprzez systemy premii gwarantowanych FIT (feed in
tarrif) i dopłaty do ceny rynkowej FIP (feed in premium), jak również system aukcyjny.
Z systemu FIT mogą korzystać wytwórcy energii elektrycznej z OZE w małej instalacji OZE
lub w mikroinstalacji (instalacje biogazowe, biomasowe, hydroenergetyczne), o mocy
zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 500 kW, którzy sprzedają energię elektryczną
do sprzedawcy zobowiązanego. System FIP natomiast przeznaczony jest dla wytwórców
energii elektrycznej z OZE w instalacji OZE (instalacje biogazowe, biomasowe,
hydroenergetyczne), o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 1 MW,
którzy sprzedają energię elektryczną, do wybranego podmiotu.
Stała cena zakupu w systemach FIT/FIP, zgodnie z art. 70e ust. 1 ustawy o odnawialnych
źródłach energii (dalej uOZE), wynosi 90% i 95% ceny referencyjnej określonej na dany rok
kalendarzowy w drodze rozporządzenia przez ministra właściwego do spraw klimatu (por.
art. 77 ust. 3 pkt 1 uOZE), obowiązującej na dzień złożenia deklaracji FIT/FIP, odpowiednio
dla instalacji wykorzystującej dany rodzaj OZE. Należy podkreślić, że np. biogaz rolniczy
od lat ma wyznaczaną najwyższą cenę referencyjną, jako technologia wymagająca
największego wsparcia operacyjnego i narażona na wahania cen surowców. W 2022 r.
została ona podniesiona do rekordowego poziomu, co oznaczało blisko 25% jej wzrost
w ujęciu rok do roku. W kolejnym roku ponownie została zwiększona i obecnie wynosi
dla instalacji o mocy:
 do 0,5 MW z CHP– 1025 PLN/MWh;
 od 0,5 MW do 1 MW z CHP – 941 PLN/MWh;
 pow. 1 MW z CHP – 896 PLN/MWh.
Należy wskazać, że ceny referencyjne stanowią też o maksymalnym poziomie cen w aukcjach
OZE, przeprowadzanych przez Urząd Regulacji Energetyki. W tym kontekście należy
podkreślić, że aukcje OZE są najważniejszym mechanizmem wsparcia dla nowych inwestycji.
Łącznie w aukcjach przeprowadzonych w latach 2016-2023 zakontraktowano ok. 12,2 GW
nowych mocy, w tym blisko 6,8 GW w fotowoltaice i ponad 5,3 GW w wietrze na lądzie. Część
z nich już powstała, a pozostałe zostaną wybudowane w najbliższych latach. Nowelizacja
ustawy o OZE z 17 września 2021 r. m.in. przedłużyła możliwość wejścia zainteresowanym
inwestorom OZE do aukcyjnego systemu wsparcia do 2027 r. W wyniku aukcji w latach
2024-2027 przewiduje się, że powstaną instalacje OZE o mocy ponad 11 GW .
Ponadto, w ramach ustawy z dnia 17 sierpnia 2023 r. o zmianie ustawy o odnawialnych
źródłach energii i niektórych innych ustaw (Dz. U. poz. 1762) wprowadzono wsparcie stricte

-- 4 of 12 --

5
operacyjne (bez uwzględnienia w cenie referencyjnej zamortyzowanych nakładów
inwestycyjnych) dla instalacji OZE, które mają wysokie koszty eksploatacji, mimo
zakończenia pierwotnego okresu wsparcia (tj. biomasa, biogaz lub hydroenergetyka), a także
wsparcie dla instalacji zmodernizowanych.
W przypadku wsparcia operacyjnego dla instalacji o mocy zainstalowanej elektrycznej
nie większej niż 1 MW, wykorzystujących różne rodzaje biogazu, hydroenergię czy też
biomasę zaprojektowano system dopłat do ceny rynkowej (FIP). Wsparcie w tym systemie
jest przewidziane na maksymalnie 10 lat od daty pierwszego dnia sprzedaży energii
elektrycznej, ale nie dłużej niż do dnia 31 grudnia 2034 r. Z kolei dla instalacji o łącznej mocy
zainstalowanej elektrycznej większej niż 1 MW przewidziano możliwość przystąpienia
do aukcji na wsparcie operacyjne. Wygrana aukcja zapewni zwycięzcy wsparcie przez rok, po
czym będzie on uprawniony do udziału w kolejnej. Maksymalny okres wsparcia również
potrwa nie dłużej niż do dnia 31 grudnia 2034 r. System wsparcia operacyjnego wejdzie w
życie w dniu 1 lipca 2025 r. Z kolei system wsparcia dla instalacji zmodernizowanych został
wpisany w istniejące systemy wsparcia FIT/FIP oraz aukcyjnego dla nowych instalacji.
Wytwórcy energii elektrycznej z OZE w zmodernizowanych instalacjach OZE otrzymają
wsparcie zależne od poziomu przeprowadzonej modernizacji w odniesieniu do kosztów
wybudowania nowej referencyjnej instalacji OZE. Oba nowe systemy wsparcia (operacyjny i
dla zmodernizowanych instalacji OZE) wymagają notyfikacji Komisji Europejskiej.
Kolejnym ważnym obszarem jest mechanizm promowania energetyki klastrowej
i spółdzielczej.
Z punktu widzenia obszaru sieciowego przepisy dotyczące zasad współpracy członków
klastra energii z operatorem sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej zawarte w uOZE
mają bardzo duże znaczenie z punktu widzenia zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego
na obszarze działania klastrów energii. Zaprojektowany czasowy system wsparcia dla
klastrów energii odnosi się do ilości energii elektrycznej wytworzonej z odnawialnych źródeł
energii przez strony porozumienia klastra energii, który został wpisany do rejestru klastrów
energii Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, wprowadzonej do sieci dystrybucyjnej
elektroenergetycznej, a następnie pobranej z tej sieci w celu jej zużycia przez strony
porozumienia tego klastra energii, dla danej godziny okresu rozliczeniowego. W ten sposób
promuje się w pierwszej kolejności samobilansowanie na poziomie klastra poprzez
autokonsumpcję energii wytworzonej przez członków klastra. Członkowie klastra,
którzy wykażą określony poziom zużycia własnego uzyskują korzyści w odniesieniu do
kosztów usług dystrybucji, tj. składnika zmiennego stawki sieciowej i stawki jakościowej.
Proponowany instrument wsparcia zakłada 5% upust przy osiągnieciu zużycia własnego
powyżej 60%. Wraz ze wzrostem o kolejne 10% członkowie klastra energii uzyskują
dodatkowe 5%. W przypadku 100% zużycia własnego upust ten wynosi 25%.
Koszty naliczania wysokości opłat za świadczenie usługi dystrybucji stanowią uzasadnione
koszty działalności operatora systemu dystrybucyjnego w zakresie, w jakim nie zostały one
zrekompensowane korzyściami dla tego operatora systemu dystrybucyjnego w następstwie
spełnienia przez członka klastra energii ustawowych wymogów.
Mechanizm wsparcia dla klastrów energii będzie funkcjonował w dwóch etapach.
Pierwszy okres będzie trwać do dnia 31 grudnia 2026 r., w trakcie którego wymaga się,
aby co najmniej 30% energii wytwarzanej i wprowadzanej do sieci przez strony porozumienia
klastra energii pochodziło z OZE, a łączna moc zainstalowana elektryczna instalacji w

-- 5 of 12 --

6
klastrze energii nie może przekraczać 150 MW. Moc instalacji zorganizowanych w ramach
klastra powinna umożliwiać pokrycie w ciągu roku nie mniej niż 40% łącznego rocznego
zapotrzebowania członków klastra energii w zakresie energii elektrycznej. Ponadto łączna
moc magazynów energii stron porozumienia klastra energii powinna wynosić co najmniej 2%
łącznej mocy zainstalowanej instalacji wytwórczych w klastrze energii.
W drugim etapie wymagania zostaną zwiększone. Od dnia 1 stycznia 2027 r. wsparcie będzie
przysługiwać tym klastrom energii, które wykażą, że co najmniej 50% energii wytwarzanej i
wprowadzanej do sieci pochodzi z OZE, zaś łączna moc zainstalowana elektryczna instalacji
w klastrze nie może przekraczać 150 MW. Moc instalacji zorganizowanych w ramach klastra
powinna umożliwiać pokrycie w każdej godzinie nie mniej niż 50% łącznych dostaw energii
elektrycznej do członków klastra energii. Ponadto będzie konieczne posiadanie łącznej mocy
magazynów energii na poziomie co najmniej 5% łącznej mocy zainstalowanej instalacji
wytwórczych w klastrze energii.
W Polsce działa obecnie także 35 spółdzielni energetycznych. Szanse wynikające z ich
rozwoju, to przede wszystkim: zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego społeczności
lokalnych, uniezależnienie od zewnętrznych dostawców energii, tworzenie miejsc pracy
i kreowanie nowych usług energetycznych na poziomie lokalnym, budowanie sieciowych
powiązań biznesowych opartych na współpracy i wykorzystaniu lokalnych zasobów
energetycznych oraz poprawa jakości środowiska naturalnego.
Obecnie w Polsce energię na własne potrzeby wytwarza także ponad 1,42 miliona
prosumentów rozliczających się w systemie net-metering i net-billing. Szczególnie
dynamiczny wzrost liczby mikroinstalacji miał miejsce w latach 2019-2022, kiedy
na krajowym rynku energii działalność rozpoczęło ponad 1 milion nowych prosumentów.
Łączna moc mikroinstalacj, zarówno w gospodarstwach domowych jak i w
przedsiębiorstwach, na koniec kwietnia 2024 r. przekroczyła 11,1 GW. Energetyka
prosumencka w Polsce ma ogromny potencjał do rozwoju, zarówno w budynkach
jednorodzinnych, które nie są wyposażone w mikroinstalacje, jak i w budynkach
wielorodzinnych, w których zamieszkuje ok. 13 mln potencjalnych prosumentów.
Wprowadzenie rozwiązań prosumenckich przyczynia się do obniżenia rachunków za energię
elektryczną. Osoby korzystające z mikroinstalacji mają szansę produkować własną
energię,co nie tylko pozwala na oszczędności, ale także wpisuje się w dążenia do osiągnięcia
zrównoważonego rozwoju. Dodatkowo, korzystanie z czystej energii pochodzącej
z odnawialnych źródeł wpływa pozytywnie na środowisko, co jest niezwykle ważne
w kontekście kryzysu energetycznego i globalnych problemów ekologicznych.
Działalność prosumencka przyczynia się także do zapewnienia większego bezpieczeństwa
lokalnych sieci elektroenergetycznych oraz elastyczności systemu elektroenergetycznego.
W określonych przypadkach moc wprowadzona przez mikroinstalacje w dużych ilościach
do sieci niskiego napięcia może powodować jej przeciążenie. Powodem takich sytuacji jest
ograniczone zużycie energii na poziomie niskiego napięcia, na którym została ona
wyprodukowana lub nie istnieją warunki do jej przeniesienia na poziom średniego i
wysokiego napięcia. W miejscach gdzie przyłączone zostały znaczne rozproszone źródła
wytwórcze, niezbędne jest tworzenie warunków do inwestycji w instalacje odbiorcze,
magazyny energii lub przetransformowanie energii na wyższy poziom napięcia.
Takie sytuacje są na bieżąco usuwane przez spółki sieciowe.

-- 6 of 12 --

7
W celu wsparcia rozwoju magazynowania energii w sektorze prosumenckim w grudniu 2022
r. weszły w życie przepisy ustawy o szczególnej ochronie niektórych odbiorców paliw
gazowych w 2023 r. w związku z sytuacją na rynku gazu (Dz.U. 2022 poz. 2687),
w której zawarto zmiany w zakresie współpracy mikroinstalacji odnawialnego źródła energii
z magazynem energii. Doprecyzowanie art. 7 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo
energetyczne przesądziło, że do mocy zainstalowanej mikroinstalacji nie należy wliczać
mocy zainstalowanej magazynu energii elektrycznej. Zastosowanie tego rozwiązania
likwiduje bariery administracyjne związane z przyłączaniem magazynów energii przez
odbiorców końcowych (szczególnie prosumentów). W efekcie prosumenci rozliczający się w
tzw. systemie opustów, po rozbudowie mikroinstalacji o magazyn energii elektrycznej nie
przechodzą na niższy współczynnik rozliczenia, tj. z 0,8 na 0,7, co wpływa na pozytywne na
ich decyzje o zakupie magazynów energii i w efekcie zwiększa autokonsumpcję energii
elektrycznej, a także odciąża sieć elektroenergetyczną.
Gospodarka wodorowa:
W zakresie finansowania rozwoju gospodarki wodorowej i wsparcia produkcji wodoru
odnawialnego pochodzenia niebiologicznego (RFNBO) należy zwrócić przede wszystkim
uwagę na projektowany wodorowy kontrakt różnicowy. Trwają prace nad przygotowaniem
mechanizmu wsparcia rozwoju rynku wodoru RFNBO w Polsce. Wodorowy kontrakt
różnicowy ma polegać na zapewnieniu pomocy publicznej w formie ustalonej wcześniej
kwoty dopłaty do ceny 1 kg wodoru wyprodukowanego przez producenta i wykorzystanego
w Polsce przez odbiorcę tego wodoru. Dopłata ta ma zmniejszyć różnicę w cenie wodoru
odnawialnego i tzw. wodoru szarego (otrzymywanego z surowców kopalnych).
Natomiast, zapewnienie ceny wodoru odnawialnego na poziomie pozwalającym mu
konkurować na rynku z wodorem szarym, tj. usuniecie ryzyka związanego z nadal
początkowym stadium rozwoju technologii i produkcji wodoru odnawialnego, powinno
doprowadzić do zmniejszenia ryzyka polskich projektów wodorowych i przyczynić się
do rozwoju rynku wodoru odnawialnego w Polsce. Mechanizm ma ułatwić zastępowanie,
głównie w przemyśle, tzw. wodoru szarego - wodorem odnawialnym, a także wspierać rozwój
zeroemisyjnego transportu.
W Krajowym Planie Odbudowy i Zwiększania Odporności (KPO) oraz Decyzji Wykonawczej
Rady ws. zatwierdzenia oceny planu odbudowy i zwiększenia odporności dla Polski w wiązce
B2.1.1. ujęte zostały Inwestycje w technologie wodorowe, wytwarzanie, magazynowanie i
transport wodoru. Celem inwestycji określonym w ramach B2.1.1. jest stworzenie polskiej
gałęzi gospodarki wodorowej oraz zwiększenie wykorzystania odnawialnego i
niskoemisyjnego wodoru, nacisk na wodór odnawialny.
Zgodnie z tą decyzją, za realizację programu będzie odpowiedzialny 1) Bank Gospodarstwa
Krajowego (budowa mocy wytwórczych wodoru) oraz 2) Narodowy Fundusz Ochrony
Środowiska i Gospodarki Wodnej (projekty badawcze). Poniżej znajdują się najistotniejsze
informacje nt. ww. programu:
 Finansowanie ma doprowadzić do wybudowania instalacji do produkcji wodoru
RFNBO w wyniku podpisania umów o udzielenie grantu między Bankiem
Gospodarstwa Krajowego a beneficjentami. Budżet programu ok. 2,9 mld zł.
 Celem Programu Priorytetowego Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i
Gospodarki Wodnej (NFOŚiGW) Wodoryzacja Gospodarki jest wsparcie inicjatyw
dot. budowy, wdrażania oraz komercjalizacji innowacyjnych jednostek
transportowych napędzanych wodorem. W ramach programu będzie można

-- 7 of 12 --

8
sfinansować prace badawczo-rozwojowe, ale też komercjalizację rozwiązań
i technologii jednostek transportowych napędzanych wodorem. Nabór wniosków w
konkursie rozpoczął się 3 czerwca i potrwa do 2 września 2024 r. Jego budżet
wynosi ok. 1,2 mld zł. Więcej informacji nt. programu Wodoryzacja Gospodarki
można znaleźć na stronie internetowej NFOŚiGW:
https://www.gov.pl/web/nfosigw/nabor-wnioskow-2024
Należy także pamiętać o Europejskim Banku Wodoru (EHB). Jest to inicjatywa UE mająca na
celu rozwój rynku wodoru. EHB zapewnia wsparcie wygranym w aukcji projektom w postaci
stałej premii za 10-letnie kontrakty, pokrywającej różnicę między ceną wodoru RFNBO
oferowaną przez jego producenta a ceną, jaką odbiorca jest skłonny zapłacić za ten wodór, w
celu rozwoju rynku wodoru w UE. W listopadzie 2023 r. uruchomiono w ramach Funduszu
Innowacyjnego aukcję pilotażową mającą na celu wsparcie producentów wodoru RFNBO,
zlokalizowanych na terenie Europejskiego Obszaru Gospodarczego, stałą premią 4,5 EUR/kg
RFNBO H2 produkowanego przez maksymalnie 10 lat. Aukcja zakończyła się 8 lutego 2024
r. i wpłynęły 132 oferty z 17 krajów. W sumie na projekty z puli dostępnych 800 mln euro
zagospodarowano 720 mln euro. Kolejny projekt w kolejce był zbyt duży, aby uzyskać
pozostałą kwotę. Kolejna aukcja planowana była pod koniec 2024 r.,
do 6 czerwca konsultacjom podlegały warunki udziału w tej aukcji.
2. Jakie inwestycje w energetykę odnawialną są planowane na rzecz zrównoważenia
polskiego systemu energetycznego, a także jakie są cele dotyczące udziału energii
odnawialnej w miksu energetycznym Polski?
Na wstępie podkreślenia wymaga, iż materiały zawarte w niniejszej odpowiedzi są oparte na
założeniach wstępnej wersji aktualizacji „Krajowego planu w dziedzinie energii i klimatu”
(dalej: aKPEiK), zawierającej scenariusz prognostyczny WEM
(ang. with existing measures, oparty na istniejących politykach i inwestycjach). Wstępny
projekt aKPEiK przekazano do Komisji Europejskiej w dn. 1 marca 2024 r. W chwili obecnej
projekt ww. dokumentu jest uzupełniany m.in. o bardziej ambitny scenariusz WAM (ang, with
additional measures, oparty na dodatkowych politykach i inwestycjach).
W projekcie aKPEiK wskazano cel 29,8% udziału OZE w 2030 r. w finalnym zużyciu energii
brutto, który uwzględnia:
o ok. 50% OZE w elektroenergetyce. W największym stopniu przyczyniać się do tego
będą elektrownie wiatrowe na lądzie (o mocy zainstalowanej ok. 15,8 GW),
elektrownie słoneczne (ok. 29,3 GW) i wiatrowe na morzu (ok. 5,9 GW) - które
funkcjonować będą w KSE od ok. 2026 r. Aktualne prognozy wskazują, że w 2030 r.
moce w OZE będą stanowić 57% mocy zainstalowanych w KSE;
o ok. 32% OZE w sektorze ciepłownictwa i chłodnictwa. Kluczową rolę
w zazielenieniu ciepłownictwa systemowego odegra popularyzacja wykorzystania
ciepła odpadowego, kotłów elektrodowych zasilanych energią elektryczną z OZE,
geotermii, wielkoskalowych pomp ciepła, biomasy, a także instalacji termicznego
przekształcania odpadów (również z wychwytem CO2). Natomiast
w gospodarstwach domowych pompy ciepła (sprzężone z PV) oraz kotły
biomasowe;
o ok. 17,7% OZE w sektorze transportu. Cel będzie realizowany w szczególności
przez przyrost wykorzystania biopaliw II generacji (niespożywczych), jak również
elektromobilności.

-- 8 of 12 --

9
3. Jakie są główne wyzwania technologiczne związane z transformacją systemu
energetycznego, a także jakie inicjatywy badawczo-rozwojowe są realizowane w celu
pokonania tych wyzwań?
Rozwój odnawialnych źródeł energii:
Według szacunków Ministerstwa Klimatu i Środowiska (MKiŚ) na podstawie instalacji
zakontraktowanych w różnych systemach wsparcia oraz wydanych warunkach
przyłączeniowych i zawartych umów przyłączeniowych w perspektywie 2030 r. moc
zainstalowana w OZE przekroczy 50 GW. Dla porównania cała moc zainstalowana we
wszystkich źródłach wytwórczych – zarówno konwencjonalnych i niekonwencjonalnych – w
Krajowym Systemie Elektroenergetycznym to 67GW (wg. stanu na kwiecień 2024 r.).
Potencjał OZE w Polsce nie został jednak w pełni wykorzystany. Dlatego Ministerstwo
Klimatu i Środowiska podejmuje działania zmierzające do przyspieszenia procedur
administracyjnych, uwolnienia potencjału energetyki wiatrowej na lądzie, wykorzystania
potencjału morskiej energetyki wiatrowej, a także rozwijania szeroko rozumianej energetyki
rozproszonej (klastry i spółdzielnie energetyczne, biogazownie, biometanownie).
W celu wykorzystania tego potencjału niezbędne są sprawne sieci energetyczne,
które pozwolą na odbiór mocy generowanej w tych instalacjach i jej dostarczenie do
odbiorców. Bez sprawnie działające infrastruktury ambicje w zakresie rozwoju OZE nie będą
możliwe do zrealizowania.
Już dzisiaj mamy narzędzia jak cable-pooling czy linia bezpośrednia, które pozwalają
zoptymalizować nie tylko koszty inwestycyjne ale również wykorzystać istniejące zdolności
przyłączeniowe. Te rozwiązania należy dalej rozwijać nie zapominając o konieczności
poszukiwania nowych sposobów optymalizujących wykorzystanie nadwyżek mocy
generowanej w instalacjach OZE do m.in. elektryfikacji kolejnych gałęzi gospodarki,
w szczególności przemysłu energochłonnego, ciepłownictwa i transportu.
W tym celu będziemy wspierać i rozwijać takie rozwiązania jak wspomniana linia
bezpośrednia czy cable-pooling jednocześnie kładąc równie mocny akcent na konieczność
dalszych ułatwień proceduralnych skracających czas realizacji inwestycji z OZE. Od tego
zależy jak szybko tania zielona energia będzie zasilała gospodarstwa domowe i przemysł.
W tym kontekście należy wskazać, że najbardziej skutecznym sposobem zwiększania
potencjału przyłączania rozproszonych źródeł odnawialnych, jest właściwa przebudowa
i modernizacja sieci oraz wsparcie rozwoju magazynów energii, zarówno wielkoskalowych,
jak i przydomowych.
Biorąc pod uwagę rosnącą liczbę źródeł energii odnawialnej w kraju, konieczne staje się
powszechne wdrożenie technologii magazynowania energii. Dzięki temu można zwiększyć
zapotrzebowanie na ekologiczne technologie oraz sprawnie integrować mikroinstalacje
prosumenckie z siecią elektroenergetyczną. Instalacja fotowoltaiczna wyposażona
w magazyn energii nawet o niedużej pojemności pozwoli prosumentom na zwiększenie
autokonsumpcji energii, a tym samym wpłynie na ograniczenie mocy wprowadzanej do sieci
dystrybucyjnej, w okresach o największym nasłonecznieniu, zwiększając elastyczność
i bezpieczeństwo pracy sieci dystrybucyjnej.
Rozwój magazynowania energii pozwoli również m.in. na uniknięcie kosztów inwestycji
w modernizację sieci niskiego napięcia, a także na rozwój krajowych producentów
i integratorów magazynów energii poprzez stworzenie rynku wewnętrznego. Z drugiej

-- 9 of 12 --

10
strony niezbędne są inwestycje zarówno w budowę jak i modernizację sieci
elektroenergetycznych, które stanowią wąskie gardło w realizacji ambicji w zakresie
transformacji energetycznej.
Magazynowanie nadwyżek energii elektrycznej wyprodukowanej w mikroinstalacjach
prosumenckich nabiera szczególnego znaczenia po 1 lipca 2024 r. ponieważ prosumenci
energii odnawialnej będą rozliczani za pomocą rynkowej ceny energii godzinowej.
Magazyn energii pozwoli prosumentom energii odnawialnej gromadzić nadwyżki energii w
czasie kiedy jest ona najtańsza i korzystać z niej w czasie, gdy jej ceny będą wysokie. Dzięki
temu będą mogli oni obniżać swoje rachunki za energię elektryczną. W sierpniu 2024 r.
zostanie wprowadzona umowa na sprzedaż energii z taryfą dynamiczną, zgodnie z którą
pobrana przez odbiorcę końcowego z sieci elektroenergetycznej energia będzie rozliczana
po cenach godzinowych, co dodatkowo zwiększy znaczenie magazynów energii
jako narzędzia optymalizacji kosztów i wykorzystania energii odnawialnej.
Transformacja ciepłownictwa:
Zakres możliwości zastąpienia istniejących kogeneracyjnych jednostek węglowych jest
znacznie ograniczony do źródeł o dużych mocach zainstalowanych. Wynika to
z uwarunkowań dla dużych jednostek kogeneracji pracujących na potrzeby mieszkańców
największych miast w Polsce.
W związku z powyższym najprostszym rozwiązaniem wydaje się być zastosowanie
kogeneracji gazowej, jednakże już w najbliższej perspektywie niezbędne będzie
podejmowanie kolejnych działań, których celem byłoby zdekarbonizowanie tych jednostek.
Biorąc pod uwagę potencjał gazów zeroemisyjnych, które mogłyby zastąpić gaz ziemny
niezbędny jest długoterminowy plan transformacji, który wskaże, które technologia
jest właściwa, w tym poddając weryfikacji okres przejściowy z właściwie dobranym paliwem.
Alternatywą są wielkoskalowe pompy ciepła i systemy magazynowania ciepła,
które jednakże nie są powszechnie stosowane w Polsce. Należy również uwzględniać
ochronę przyrody, w tym eliminowanie niepożądanej gospodarki leśnej, która może wystąpić
ze względu na zwiększony popyt na biomasę leśną przy użytkowaniu nadmiaru źródeł
biomasowych.
Jedną z inicjatyw badawczo rozwojowych, która pozwala kompleksowo ocenić skalę wyzwań
technologicznych jest pilotażowy projekt „Ciepłownia przyszłości” w Lidzbarku
Warmińskim. Demonstrator Technologii jest zlokalizowany w miejscowości Lidzbark
Warmiński na terenie ciepłowni należącej do spółki Veolia Północ. Lidzbark Warmiński jest
miastem powiatowym o liczbie mieszkańców nie przekraczającej 16 tysięcy. Ciepło
na potrzeby centralnego ogrzewania i ciepłej wody użytkowej do większości budynków
doprowadzane było z lokalnej ciepłowni na węgiel kamienny o mocy 25 MW. Ciepłownia
produkowała rocznie około 190 tys. GJ energii. „Ciepłownia przyszłości” zapewni ciepło 1/5
mieszkańców Lidzbarka Warmińskiego, co stanowi 3,5 tys. osób mieszkającym na
największym tamtejszym osiedlu. Koszt inwestycji wyniósł około 40 mln zł, natomiast
instalacja zapewnia 100% OZE w bilansie produkcji ciepła i temperaturę zasilania
na poziomie 80⁰C, spełniając wymagania stawiane współcześnie modernizowanym
systemom ciepłowniczym. W zrealizowanej technologii pompy ciepła zintegrowano z trzema
dolnymi źródłami: z powietrznymi wymiennikami ciepła, z niskotemperaturowym
magazynem gruntowym Borehole Thermal Energy Storage (BTES)
oraz z wysokotemperaturowym magazynem wodnym Pit Thermal Energy Storage (PTES).

-- 10 of 12 --

11
System zasilany jest energią elektryczną produkowaną bezpośrednio na miejscu
z hybrydowych kolektorów słonecznych PVT oraz z pobliskiej instalacji fotowoltaicznej PV.
W zimowe noce system wspierany jest energią elektryczną dostarczaną z Krajowej Sieci
Elektroenergetycznej, w tym energią elektryczną zakupioną z gwarancją pochodzenia
z odnawialnych źródeł energii w ramach kontraktów typu Power Purchase Agreement (w
skrócie PPA).
Magazynowanie ciepła odbywa się na trzech poziomach:
 krótkoterminowym (bufor),
 sezonowym niskotemperaturowym magazynie gruntowym BTES,
 sezonowym wysokotemperaturowym magazynem wodnym PTES.
Wyniki uzyskane w trakcie trwania projektu przyczynią się do właściwej oceny technologii
Power To Heat oraz przyczynią się do upowszechnienia wiedzy i doświadczeń
eksploatacyjnych.
4. W jaki sposób rząd współpracuje z partnerami międzynarodowymi i instytucjami
europejskimi w celu realizacji celów związanych z zrównoważeniem systemu
energetycznego Polski, włączając w to udział w programach finansowanych przez
Unię Europejską?
Podkreślenia wymaga, iż zagadnienie dotyczące zrównoważenia systemu energetycznego
Polski jest poruszane w razie potrzeby na wszystkich możliwych forach i szczeblach
kontaktów międzynarodowych. W szczególności, jest to przedmiotem wystąpień na szczeblu
ministrów, a także ekspertów, na właściwych forach Rad Unii Europejskiej, grup roboczych
oraz odpowiednich organizacji międzynarodowych, gdzie Polska zabiega o taki kształt ram
prawnych i finansowych, by zapewnić długoterminową stabilność, dywersyfikację i
niezawodność dostaw energii oraz większą niezależność energetyczną kraju.
W odniesieniu do aspektu finansowania resort klimatu i środowiska aktywnie współpracuje
z partnerami międzynarodowymi oraz instytucjami europejskimi (w szczególności takimi,
jak Bank Światowy, Europejski Bank Inwestycyjny, Komisja Europejska), w celu zapewnienia
odpowiedniego finansowania zrównoważonego systemu energetycznego Polski
Współpraca odbywa się m.in. przy:
 określaniu nowych programów finansowanych ze środków unii europejskiej -
uzgadniane są z Komisją Europejską m.in. ramy stosowania do każdej inwestycji
zasady ‘nieczynienia znaczącej szkody środowisku’ (ang. do no significant harm –
DNSH; zgodnie z art. 17 Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego I Rady (UE)
2020/852 z dnia 18 czerwca 2020 r. w sprawie ustanowienia ram ułatwiających
zrównoważone inwestycje, zmieniające rozporządzenie (UE) 2019/2088),
 uzgadnianiu z Komisją Europejską inwestycji, które są dostosowane do krajowych
uwarunkowań, służąc transformacji polskiego sektora energetycznego w kierunku
zeroemisyjnym,
 prowadzeniu dialogu z instytucjami finansowymi (BŚ, EBI), w ramach których
wskazywane są priorytetowe obszary i potrzeby w dostępnie do finansowania
inwestycji związanych z zrównoważeniem systemu energetycznego Polski.
Jednocześnie, jesteśmy aktywnym członkiem grupy roboczej BEMIP Offshore Wind. Baltic
Energy Market Interconnection Plan (BEMIP) wspiera transformację energetyczną regionu
Morza Bałtyckiego i ma na celu osiągnięcie otwartego i zintegrowanego rynku energii wśród
państw UE regionu bałtyckiego. Członkami BEMIP są Dania, Niemcy, Estonia, Łotwa, Litwa,
Polska, Finlandia i Szwecja. Norwegia uczestniczy jako obserwator.

-- 11 of 12 --

12
W ramach prac w grupie BEMIP Offshore Wind Working Group Polska wraz z Komisją
Europejską współprzewodniczy obszarowi II. Morskie planowanie przestrzenne dot.
morskich farm wiatrowych. Prace BEMIP Offshore Wind Working Group (BEMIP OW WG)
w 2023 r. koncentrowały się głównie na monitorowaniu postępu projektów morskiej
energetyki wiatrowej i stworzeniu kalendarza aukcji dla offshore wind w regionie BEMIP,
a także na włączaniu się w działania prowadzone przez ENTSO-E dot. stworzenia planu
rozwoju sieci morskiej BEMIP (Offshore Network Development Plan; ONDP). W 2023 r.
odbyły się 2 techniczne spotkania grupy BEMIP OW (28 kwietnia i 10 listopada).
Na posiedzeniach technicznych omawiano działania prowadzone w ramach współpracy
energetycznej na Morzu Północnym, jak również kwestie aktualizacji CEF-RES, mechanizmu
finansowania energii odnawialnej i zmienionej dyrektywy w sprawie odnawialnych źródeł
energii (art. 9) oraz pakietu Komisji dotyczącego energii wiatrowej.
W I kw. 2023 r. odbyły się również spotkania grup tematycznych TEN-E dot. morskiej
energetyki wiatrowej, które miały na celu wypracowanie niewiążącego porozumienia
w sprawie celów dotyczących produkcji energii ze źródeł odnawialnych w każdym z pięciu
basenów morskich UE. Cele wyznaczone dla Polski to 5,9 GW do 2030 roku i 10,9 GW
do 2040 roku. W 2024 roku rozpoczął się proces ich aktualizacji – zgodnie
z rozporządzeniem TEN-E niewiążące cele dla morskiej energetyki
w poszczególnych basenach morskich będą poddawane przeglądowi co dwa lata, przy czym
pierwsza aktualizacja ma nastąpić do 24 grudnia 2024 r.
Z wyrazami szacunku
Urszula Zielińska
Sekretarz Stanu
Ministerstwo Klimatu i Środowiska
/ – podpisany cyfrowo/
Do wiadomości:
Departament Spraw Parlamentarnych w KPRM

-- 12 of 12 --