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
DEL-WRE.050.1.2025.MM
3597127.14326671.11662468
Warszawa, 25-02-2025
Pan
Szymon Hołownia
Marszałek Sejmu RP
Szanowny Panie Marszałku,
w odpowiedzi na interpelację Posłów Ryszarda Wilka, Grzegorza Adama Płaczka, Kariny
Anny Bosak, Michała Połuboczka, Krzysztofa Szymańskiego, Witolda Tumanowicza oraz
Michała Wawra nr K10INT7419 poniżej przekazuję odniesienia do zadanych pytań.
1. Jakie są aktualne, średnie koszty wyprodukowania jednej megawatogodziny (MWh) energii
elektrycznej w Polsce, z różnych źródeł tj.
a) gaz ziemny,
b) węgiel kamienny
c) węgiel brunatny
d) elektrownie wiatrowe na lądzie
e) elektrownie wiatrowe na morzu (aktualnie brak produkcji)
f) fotowoltaika
Bardzo proszę o podanie kosztów z wyszczególnieniem wszystkich ich składowych dla
poszczególnych źródeł (włącznie z opłatami za emisje CO2) oraz jaki procent wytworzenia
stanowią.
Poniżej przedstawiam najbardziej aktualne dane dotyczące jednostkowych kosztów według
technologii – bez elektrowni wiatrowych na morzu, które nie pracują w polskim systemie
elektroenergetycznym. Zestawienie zawiera jednostkowe koszty techniczne wytwarzania
oraz jednostkowe koszty sprzedanej energii z własnej produkcji. Na wyższy poziom kosztów
energii sprzedanej z własnej produkcji niż kosztów technicznych wytwarzania wpływają
między innymi koszty finansowe, a w jednostkach konwencjonalnych głównie koszty
pozwoleń na emisję CO2. Należy podkreślić, że koszty wytwarzania energii z OZE w
kolejnych latach będą stopniowo ulegać obniżeniu.
Wyszczególnienie Jednostkowy koszt
techniczny
wytwarzania
Jednostkowy koszt
sprzedanej energii z
własnej produkcji
Elektrownie na węglu kamiennym 441,5 830,0
Elektrociepłownie na węglu kamiennym 352,8 590,5
Elektrownie na węglu brunatnym 223,3 696,2
Elektrociepłownie opalane gazem 438,6 589,5
Elektrownie i elektrociepłownie biomasowe 496,7 557,9
Elektrownie wodne 175,1 196,6
Elektrownie wiatrowe 192,0 316,9
Elektrownie fotowoltaiczne 194,8 339,4
Źródło: Badanie statystyczne współprowadzone przez MKiŚ 1.44.02 Elektroenergetyka i ciepłownictwo:
Sytuacja techniczno-ekonomiczna sektora elektroenergetycznego - III kw. 2024 r., ARE S.A

-- 1 of 8 --

2
2. Jakie są średnie koszty wyprodukowania (oraz szacunki w przypadku elektrowni jądrowej)
jednej megawatogodziny (MWh) energii elektrycznej z różnych źródeł w Polsce licząc metodą
LCOE (Levelized Cost od Electricity) z
a) gaz ziemny,
b) węgiel kamienny
c) węgiel brunatny
d) elektrownie wiatrowe na lądzie
e) elektrownie wiatrowe na morzu
f) fotowoltaika
g) elektrownia jądrowa
Elektrownie na paliwa konwencjonalne
W pierwszej kolejności należy zwrócić uwagę na to, że w nowym modelu rynku energii
trudno jednoznacznie mówić o LCOE, w szczególności w odniesieniu do jednostek opartych
o paliwa kopalne. W odniesieniu do jednostek na węgiel i gaz ziemny, MKiŚ nie prowadzi
odrębnych analiz, poza uwzględnieniem kosztów technicznych wytwarzania wynikających z
bieżących zmian rynkowych. Projekcje, które mogą stanowić punkt odniesienia można
znaleźć w analizach Międzynarodowej Agencji Energetycznej (IEA).
W przypadku turbin gazowych, które coraz częściej pełnią rolę stabilnego źródła
rezerwowego, wyznaczanie wartości LCOE nie jest właściwe, ponieważ jednostki te, ze
względu na wysokie koszty zmienne, będą funkcjonować jako źródła szczytowe (pracujące
znacznie krócej niż źródła pracujące w tzw. podstawie). Tym samym wartość LCOE dla
technologii, które będą pracować przez niewielką liczbę godzin znacząco wzrośnie, w
porównaniu do LCOE przy maksymalnej możliwej dla danej technologii liczbie godzin pracy.
Dodatkowo dynamicznie zmieniający się miks energetyczny tworzy daleko idące
niepewności w zakresie wyznaczania liczby godzin pracy jednostek konwencjonalnych.
Dlatego właśnie turbiny gazowe w cyklu prostym i silniki gazowe oraz układy gazowo-
parowe są analizowane jako zasoby, które mogą przyczynić się do zapewnienia
bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej na potrzeby rynku mocy. W tym celu
wyznaczana jest cena wejścia na rynek nowej jednostki wytwórczej (CeWe). CeWe
uwzględnia nakłady inwestycyjne na kW mocy zainstalowanej, koszt kapitału, czas życia
jednostki, koszty stałe, marżę z rynku energii oraz dyspozycyjność jednostki. Nie uwzględnia
z kolei kosztów zmiennych (w tym kosztów paliwa i emisji gazów cieplarnianych oraz
rzeczywistej produkcji), nie jest również liczone na jednostkę wyprodukowanej energii
elektrycznej jak LCOE, tylko na moc osiągalną tej jednostki wytwórczej. Na potrzeby
wyznaczenia tych wartości operator systemu przesyłowego przeanalizował inwestycje w
podobne źródła w Polsce i na świecie, a koszty operacyjne oparł m.in. na danych
pochodzących z World Energy Outlook. Zgodnie z OSR do rozporządzenia Ministra Klimatu i
Środowiska z dnia 26 lipca 2024 r. w sprawie parametrów aukcji głównej dla roku dostaw 2029
oraz parametrów aukcji dodatkowych dla roku dostaw 2026, a także parametrów aukcji
wstępnych do tych aukcji (Dz. U. poz. 1154) wartość CeWe dla turbin gazowych w cyklu
prostym i silników tłokowych wynosiła:
a) 488 zł/kW/rok, w przypadku jednostek opalanych gazem płynnym i
b) 678 zł/kW/rok, w przypadku paliwa w stanie gazowym.
Dla układów gazowo-parowych opalanych paliwem w stanie gazowym, CeWe wyniosło 575
zł/kW/rok.
Obecnie funkcjonujące odnawialne źródła energii
Ministerstwo Klimatu i Środowiska zbiera od podmiotów działających na rynku i analizuje
informacje dotyczące kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach
wiatrowych na lądzie i fotowoltaicznych celem wyznaczenia wskaźników LCOE, które są
podstawą do określania cen referencyjnych stanowiących bazową wartość poziomu
wsparcia dla wytwórców energii elektrycznej z OZE, przewidzianego przepisami ustawy

-- 2 of 8 --

3
z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz.U. 2024 r. poz. 1361 z późn. zm.,
dalej: ustawa o OZE).
Wartości przyjęte do ww. wyliczeń stanowią uśrednione dane pozyskane od podmiotów
wytwarzających energię w instalacjach nowych lub planowanych do wybudowania
i analizowane są w podziale na źródła i moce określone w art. 77 ust. 5 ustawy o OZE.
Szczegółowe dane wykorzystane do wyliczeń LCOE zostały opublikowane w załączniku
do OSR do rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 8 listopada 2023 r. w sprawie
ceny referencyjnej energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, okresów obowiązujących
wytwórców, którzy wygrali aukcje, oraz referencyjnych wolumenów sprzedaży energii elektrycznej
(Dz. U. poz. 2440) i można się z nimi zapoznać na stronach Rządowego Centrum Legislacji
(bezpośredni link):
https://legislacja.gov.pl/docs//574/12377552/13009741/dokument666625.zip.
W ww. rozporządzeniu oraz jego OSR dane podzielono na instalacje wymienione
we wspomnianym już art. 77 ust. 5 ustawy o OZE, tj. także w zakresie stanowiących
przedmiot zapytania instalacji odnawialnych źródeł energii o łącznej mocy zainstalowanej
elektrycznej:
̶
nie większej niż 1 MW, wykorzystujących do wytwarzania energii elektrycznej
wyłącznie energię wiatru na lądzie;
̶
większej niż 1 MW, wykorzystujących do wytwarzania energii elektrycznej
wyłącznie energię wiatru na lądzie;
̶
nie większej niż 1 MW, wykorzystujących wyłącznie energię promieniowania
słonecznego do wytwarzania energii elektrycznej;
̶
większej niż 1 MW, wykorzystujących wyłącznie energię promieniowania
słonecznego do wytwarzania energii elektrycznej.
Natomiast w treści wspomnianego rozporządzenia odnaleźć można wyniki tych analiz,
tj. ceny referencyjne określające koszt wytwarzania 1 MWh w danych instalacjach, które dla
wskazanych wyżej instalacji zostały określone na poniższych poziomach:
̶
dla instalacji o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 1 MW,
wykorzystujących do wytwarzania energii elektrycznej wyłącznie energię wiatru
na lądzie - 378 zł za MWh;
̶
o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 1 MW, wykorzystujących
do wytwarzania energii elektrycznej wyłącznie energię wiatru na lądzie - 324 zł
za MWh;
̶
o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 1 MW,
wykorzystujących wyłącznie energię promieniowania słonecznego do wytwarzania
energii elektrycznej - 414 zł za MWh;
̶
o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 1 MW, wykorzystujących
wyłącznie energię promieniowania słonecznego do wytwarzania energii
elektrycznej - 389 zł za MWh.
Informuję ponadto, że dane za ubiegły rok są obecnie przedmiotem analizy w Ministerstwie
Klimatu i Środowiska.
Technologie OZE takie jak instalacje fotowoltaiczne (PV) mają pomijalnie małe koszty
zmienne wytwarzania energii. Głównymi kosztami są koszty początkowe, na przykład zakup
paneli i ich instalacja. Po zainstalowaniu paneli, koszty zmienne są pomijalne. Należy w tym
miejscu zauważyć, że przyjmowana metodyka pomija kwestie związane ze sfinansowaniem
konkretnego projektu (siła finansowa wytwórcy, proporcja kapitału własnego do kapitału
obcego, koszt kapitału własnego oraz zewnętrznego, oczekiwana stopa zwrotu, długość
okresu spłaty kapitału obcego), które mogą ostatecznie rzutować na koszt wytworzenia
energii z konkretnej instalacji przez konkretnego wytwórcę.

-- 3 of 8 --

4
Należy też zauważyć, że koszty operacyjne systemów fotowoltaicznych są zazwyczaj stałe, a
nie zmienne. Obejmują one regularne czynności konserwacyjne, takie jak czyszczenie paneli,
inspekcja i naprawa komponentów elektrycznych oraz monitorowanie wydajności systemu.
Te koszty są przewidywalne i nie zmieniają się w zależności od ilości wyprodukowanej
energii. Co do zasady mogą być przypisane mocy zainstalowanej.
W przeciwieństwie do konwencjonalnych źródeł energii, takich jak węgiel czy gaz, które mają
zmienne koszty paliwa, fotowoltaika nie jest narażona na wahania cen paliw. Dodatkowo
należy zauważyć, że nawet koszty operacyjne systemów fotowoltaicznych są generalnie
niskie w porównaniu z innymi źródłami energii. Roczne koszty O&M dla systemów PV mogą
się różnić w zależności od wielkości systemu i lokalizacji. Dla systemów PV na skalę
przemysłową, koszty te wynoszą zazwyczaj około 15-25 USD na kWp rocznie. Koszty te
obejmują regularne czynności konserwacyjne, takie jak czyszczenie paneli, inspekcja i
naprawa komponentów elektrycznych oraz monitorowanie wydajności systemu. Z biegiem
czasu koszty O&M dla systemów PV maleją dzięki postępom technologicznym i poprawie
efektywności. W celu zapoznania ze szczegółową analizą, proponujemy odnieść się do
raportu Narodowego Laboratorium Energii Odnawialnej (NREL), który zawiera
kompleksowy model kosztów O&M dla systemów PV. Raport jest dostępny pod adresem:
https://research-hub.nrel.gov/en/publications/model-of-operation-and-maintenance-
costs-for-photovoltaic-systems
Raport przedstawia metodę obliczania kosztów związanych z eksploatacją i konserwacją
(O&M) systemów fotowoltaicznych (PV). Raport zawiera szczegóły dotyczące kosztów i
częstotliwości różnych usług O&M, aby oszacować roczne koszty O&M (USD/rok) na każdy
rok okresu analizy, wartość bieżącą netto (USD) kosztów cyklu życia zgromadzonych w
okresie analizy oraz kwotę rezerwy (USD), która może być wymagana na nieoczekiwane
naprawy. Konto rezerwowe obejmuje zapasy części i jest ważne, aby zapewnić źródło
środków na szybkie naprawy i uniknięcie utraty produkcji. Metoda ta pozwala na
szczegółowy wybór usług do wykonania w oparciu o wielkość systemu, obsługiwany rynek
(np. mieszkaniowy, komercyjny lub przemysłowy), typ i konfigurację komponentów systemu
(np. mikro-, string- lub centralny inwerter) oraz warunki lokalizacyjne i środowiskowe (np.
pyłki, populacje ptaków), co stanowi ulepszenie w stosunku do prostych wycen
jednostkowych kosztów O&M (USD/kW/rok). Model ten rozróżnia również koszty, które
różnią się z roku na rok i rosną w różnym tempie w czasie, modelowane przez heurystyczne
rozkłady awarii (np. rozkład Weibulla lub lognormalny) na podstawie danych aktuarialnych
dla wielu usług. Model kosztów O&M PV został stworzony z udziałem Grupy Roboczej ds.
O&M PV złożonej z badaczy i przedstawicieli przemysłu, sponsorowanej przez Biuro
Technologii Energii Słonecznej (SETO) Departamentu Energii USA (DOE) w latach 2016-
2018. Model kosztów O&M PV został początkowo opracowany jako arkusz kalkulacyjny
Microsoft Excel, a następnie opublikowany jako aplikacja online przez Sunspec Alliance na
stronie apsuite.sunspec.org. AP Suite oznacza Asset Performance Suite i obejmuje zarówno
model kosztów O&M PV, jak i Open System Performance and Reliability Clearinghouse
(oSPARC), który rejestruje wydajność systemu. W wersji darmowej dostępne możliwości
obliczenia kosztów operacyjnych w polskich warunkach są jednak ograniczone.
Farmy wiatrowe na morzu
W ramach wyliczenia cen maksymalnych wskazanych w rozporządzeniu Ministra Klimatu i
Środowiska z dnia 30 marca 2021 r. w sprawie ceny maksymalnej za energię elektryczną
wytworzoną w morskiej farmie wiatrowej i wprowadzoną do sieci w złotych za 1 MWh, będącej
podstawą rozliczenia prawa do pokrycia ujemnego salda (Dz. U. poz. 587) oraz rozporządzeniu
Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 9 stycznia 2025 r. w sprawie maksymalnej ceny za energię
elektryczną wytworzoną w morskiej farmie wiatrowej i wprowadzoną do sieci, jaka może być

-- 4 of 8 --

5
wskazana w ofertach złożonych w aukcji przez wytwórców (Dz. U. poz. 41) wykorzystano
metodykę, według której na koszt energii elektrycznej (LCOE) wytwarzanej w morskich
farmach wiatrowych ma wpływ pięć czynników:
 prędkość wiatru – wpływa na liczbę godzin pracy z pełną mocą w ciągu roku
(współczynnik wykorzystania mocy, ang. capacity factor, CF);
 odległość od linii brzegu morskiego – wpływa na długość kabla eksportowego oraz
koszty instalacji i eksploatacji urządzeń uzależnione od długości transportu z portu
instalacyjnego na teren morskiej farmy wiatrowej oraz liczby roboczogodzin
spędzanych na morzu przez brygady eksploatacyjne i serwisowe; im mniejsza
odległość tym niższe koszty kapitałowe budowy, ang. Overnight Cost (dalej: OVN),
przyłącza i samej farmy, oraz koszty eksploatacji, ang. Operational Expenditures
(dalej: OPEX);
 głębokość akwenu – wpływa na typ i rodzaj konstrukcji fundamentów, im mniejsza
głębokość akwenu tym niższy koszt fundamentów oraz OVN samej farmy;
 rozwój technologii – wpływa na wzrost mocy jednostkowych ograniczając zużycie
materiałów przy tej samej mocy zainstalowanej MFW i straty zacienienia
wiatrowego wynikające z rozmieszczenia pojedynczych turbin; rozwój technologii
wpływa również na zwiększenie efektywności globalnych łańcuchów dostaw; im
dojrzalsza technologia tym niższy koszt OVN farmy, OVN przyłącza oraz OPEX;
wzrasta również współczynnik wykorzystania mocy, a wraz z nim ilość
produkowanej energii;
 koszty pracy – wpływają na koszt projektowania, instalacji urządzeń oraz ich
eksploatacji; im niższy średni koszt roboczogodziny tym niższy spodziewany OVN
farmy, OVN przyłącza oraz OPEX.
W rozporządzeniu Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 30 marca 2021 r. w sprawie ceny
maksymalnej za energię elektryczną wytworzoną w morskiej farmie wiatrowej i wprowadzoną do
sieci w złotych za 1 MWh, będącej podstawą rozliczenia prawa do pokrycia ujemnego salda
wskazano cenę maksymalną za energię elektryczną wytworzoną w morskiej farmie
wiatrowej i wprowadzoną do sieci w złotych za 1 MWh, będąca podstawą rozliczenia prawa
do pokrycia ujemnego salda w wysokości 319,6 PLN/MWh.
Natomiast w rozporządzeniu Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 9 stycznia 2025 r. w sprawie
maksymalnej ceny za energię elektryczną wytworzoną w morskiej farmie wiatrowej i wprowadzoną
do sieci, jaka może być wskazana w ofertach złożonych w aukcji przez wytwórców określono 3
ceny maksymalne:
 485,71 PLN/MWh – dla obszarów wskazanych w załączniku nr 1 do ustawy z dnia
17 grudnia 2020 r. o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich
farmach wiatrowych (Dz. U. z 2024 r. poz. 182, 1828 i 1847) (dalej: ustawa) oraz
obszarów 14.E.1, 14.E.2, 14.E.3, 14.E.4, 45.E.1, 46.E.1, wskazanych w załączniku nr 2
do ustawy (obszary położone na bliższej Ławicy Odrzanej oraz wschodniej części
Ławicy Słupskiej);
 499,33 zł/MWh – dla obszarów 43.E.1, 44.E.1, wskazanych w załączniku nr 2 do
ustawy (obszary położone na zachodniej części Ławicy Słupskiej);
 512,32 zł/MWh – dla obszarów 53.E.1, 60.E.1, 60.E.2, 60.E.3, 60.E.4, wskazanych
w załączniku nr 2 do ustawy (obszary położone na dalszej Ławicy Środkowej).
Wskazana ww. rozporządzeniu z 2025 r. cena maksymalna wyznacza górny limit wsparcia o
jaki uczestnicy aukcji będą mogli się ubiegać. Zatem cena maksymalna nie oznacza ceny
wykonania projektu.

-- 5 of 8 --

6
Szacunkowe koszty systemu wsparcia (łącznie I i II fazy, czyli w sumie 17,9 GW mocy
zainstalowanej), wyniosą około 145,66 mld EUR. Udzielenie wsparcia w maksymalnej
możliwej wysokości dla wszystkich projektów morskich farm wiatrowych przełożyłoby się
na wysokość opłaty OZE. Będzie ona systematycznie rosła od 0 zł/MWh w 2026 r. do nawet
137 zł/MWh w 2040 r. następnie w latach 2041-2056 powinna utrzymać się w przedziale
119-134 zł/MWh, a następnie ulegać stopniowemu obniżaniu. Spowoduje to podniesienie
ceny energii elektrycznej średnio ok. 0,10 zł/kWh.
Należy jednak mieć na uwadze, że pojawienie się w Krajowym Systemie
Elektroenergetycznym dodatkowych 18 GW mocy z morskich farm wiatrowych docelowo
spowoduje spadek cen hurtowych energii, co przełoży się na spadek cen ponoszonych przez
odbiorców końcowych w taryfach.
Elektrownie jądrowe
Aktualnie trwa poszerzone postępowanie prowadzone przez Komisję Europejską w celu
zbadania zgodności proponowanej pomocy publicznej dla pierwszej elektrowni jądrowej z
europejskimi przepisami. W ramach tego postępowania uzgadniany jest model finansowy,
który zdeterminuje LCOE dla elektrowni. Decyzja o zgodności udzielanej pomocy z rynkiem
wewnętrznym UE planowana jest do uzyskania w tym roku, co pozwoli na precyzyjne
oszacowanie LCOE.
3. Jaki jest koszt wytworzenia 1 MWh prądu elektrycznego w
a) PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna - Oddział Elektrownia Bełchatów
b) Enea wytwarzanie - Elektrownia Kozienice
c) PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna - Oddział Elektrownia Opole
d) Tauron - Elektrownia Jaworzno III
Proszę o podanie kosztów wytworzenia 1 MWh w wyżej wymienionych elektrowniach z
wyszczególnieniem wszystkich ich składowych (wraz opłatą za emisję CO2) oraz podaniem, ile
procent wytworzenia poszczególne składowe stanowią.
Dane, o które Państwo wnioskują mogą stanowić tajemnicę przedsiębiorstwa w rozumieniu
art. 11 ustawy z dnia 16 kwietnia 1993 r. o zwalczaniu nieuczciwej konkurencji (Dz.U. z 2022
poz. 1233), w związku z powyższym nie mogą zostać udostępnione. Poniżej przekazuję
stanowisko Ministra Aktywów Państwowych uzasadniające szczegółowo brak możliwości
udostępnienia tych danych.
Każdy z ministrów jest związany konstytucyjną zasadą legalizmu, która stanowi, że może on
działać wyłącznie na podstawie i w granicach prawa. W związku z powyższym Minister
Aktywów Państwowych, działający w imieniu Skarbu Państwa, jako jeden z akcjonariuszy
spółek energetycznych, nie posiada możliwości bezpośredniego oddziaływania, w tym
pozyskiwania wszelkich informacji, od tych podmiotów oraz od spółek od nich zależnych tj.
np. PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. oraz ENEA Wytwarzanie sp. z o.o.
(Skarb Państwa w chwili obecnej nie jest akcjonariuszem i udziałowcem ww. podmiotów).
Jednocześnie należy podkreślić, że informacje o wszystkich zdarzeniach, mających istotny
wpływ na sytuację gospodarczą, majątkową bądź finansową spółek energetycznych i ich
grup kapitałowych lub mogących w znaczny sposób wpłynąć na cenę lub wartość
notowanych instrumentów finansowych przekazywane są przez ww. spółki do publicznej
wiadomości w postaci bieżących i okresowych raportów, a także komunikatów prasowych
umieszczanych na ich stronach internetowych. Tym samym to przedmiotowe spółki
podejmują decyzje dotyczące przekazywania określonych informacji czy danych
akcjonariuszom, uwzględniając przy tym interes spółki i chroniąc informacje, które stanowią
jej tajemnicę.

-- 6 of 8 --

7
4. W ramach tzw. transformacji energetycznej planowany jest dalszy wzrost udziału OZE w
miksie energetycznym oraz równoległe wyłączanie elektrowni konwencjonalnych. Elektrownie
konwencjonalne mają funkcję stabilizującą dla sieci energetycznej, są włączane, gdy zależne od
pogody OZE nie generują wystarczającej ilości energii. Elektrownie węglowe w Polsce mają być
kolejno wyłączane zanim powstanie elektrownia jądrowa, w jaki sposób jest planowane
bilansowanie sieci elektro-energetycznej w tym czasie?
Z punktu widzenia bezpieczeństwa systemu kluczowe jest utrzymanie odpowiednich rezerw
mocy, a wycofanie każdej istniejącej jednostki wytwórczej powinno następować po
powstaniu nowych mocy dyspozycyjnych (niezależnych od warunków pogodowych) o
ekwiwalentnej mocy. Zgodnie z danymi uzyskanymi od PSE, wyniki tzw. krajowej oceny
wystarczalności wskazują, że w przypadku braku mechanizmu wspierającego budowę
nowych i utrzymanie istniejących zdolności wytwórczych, standard bezpieczeństwa pracy
systemu mógłby zostać przekroczony już w 2025 r. Szacowane aktualnie przez PSE S.A.
potrzeby w zakresie inwestycji w nowe źródła wytwórcze (MW) w latach 2031-2040
wynoszą odpowiednio:
2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040
8 069 9 692 9 746 11 737 13 892 14 046 14 971 15 026 14 966 15 358
Ponadto, w Planie rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania
na energię elektryczną na lata 2025 – 2034, operator systemu przesyłowego w rozdziale
Analiza wystarczalności zasobów wytwórczych podsumowuje prace związane z opracowaniem
analizy wystarczalności zasobów wytwórczych Krajowej Sieci Elektroenergetycznej w latach
2025- 20401.
Jednocześnie należy podkreślić, że w celu zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii
elektrycznej w Polsce funkcjonuje rynek mocy. Działanie tego mechanizmu opiera się na
wynagradzaniu uczestników tego rynku (jednostek wytwórczych, odpowiedzi odbioru
(DSR), magazynów energii) za ich pozostawanie w gotowości do dostarczania mocy i
zapewnienia dostaw energii elektrycznej do systemu elektroenergetycznego w okresach
przewidywanych problemów z pokryciem zapotrzebowania na moc w systemie.
Rynek mocy jest również pozytywnie odbierany przez uczestników rynku, co wykazały
ankiety przeprowadzone przez MKiŚ i URE. Sama ocena funkcjonowania rynku mocy została
przyjęta przez Radę Ministrów 18 lutego br. i przekazana do Sejmu Rzeczypospolitej Polskiej.
W celu zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej po 2030 r. w MKiŚ trwają
obecnie prace nad przygotowaniem zestawu rozwiązań, których celem jest zapewnienie
bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej niezależnie od warunków atmosferycznych,
przy jednoczesnym zapewnieniu elastyczności systemu elektroenergetycznego. Celem
rozwiązań będzie zapewnienie nie tylko dostępności wystarczającej ilości zasobów do
pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną, ale również zapewnienie zdolności
jednostek do szybkiego reagowania na zmiany produkcji energii elektrycznej ze źródeł
zależnych od pogody przy ograniczonych kosztach bilansowania systemu.
Dodatkowo, należy zauważyć, że spółki z udziałem Skarbu Państwa obecnie prowadzą
procesy inwestycyjne budowy nowych, w tym gazowych jednostek wytwórczych, których
zadaniem w systemie elektroenergetycznym będzie m.in. częściowe zastąpienie zamykanych
węglowych jednostek wytwórczych.
1 https://www.pse.pl/documents/20182/21595261/PRSP_2025_2034_dokument_glowny_2
024_12_20.pdf/55b0f905-3dd9-4e7e-b33a-78694e893928

-- 7 of 8 --

8
Ponadto, morskie farmy wiatrowe również pomogą ustabilizować pracę krajowej sieci
elektroenergetycznej, zapewniając większą stabilność wytwarzania energii w porównaniu z
innymi typami instalacji odnawialnych źródeł energii, takimi jak fotowoltaika czy lądowe
farmy wiatrowe. Celem strategicznym jest osiągnięcie mocy zainstalowanej w tej technologii
na poziomie 5,9 GW do 2030 r. i ok. 18 GW do 2040 r.
Obecnie w polskiej wyłącznej strefie ekonomicznej realizowanych jest dziewiętnaście
projektów morskich farm wiatrowych, dla których wydano pozwolenia na wznoszenie lub
wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń dla morskich farm wiatrowych
czyli tzw. pozwoleń lokalizacyjnych (PSZW):
 siedem w ramach I fazy systemy wsparcia (Prezes Urzędu Regulacji Energetyki
wydał już pozytywne decyzje sprawie przyznania prawa do pokrycia ujemnego salda
dla energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych);
 dwanaście w ramach II fazy systemu wsparcia (prawo do pokrycia ujemnego salda
dla energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych będzie przyznawane w
ramach przeprowadzonych aukcji).
Z wyrazami szacunku
Z up. Ministra
Miłosz Motyka
Podsekretarz Stanu
Ministerstwo Klimatu i Środowiska
/ – podpisany cyfrowo/
Do wiadomości
Departament Spraw Parlamentarnych w KPRM

-- 8 of 8 --