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
Paulina Hennig-Kloska
BM-WP.050.32.2025.DI
3643188.14554386.11997836
Warszawa, 16-04-2025
Dotyczy: odpowiedzi na interpelację Posła Jarosława Sachajki (znak: K10INT7804);
Temat: wpływ OZE na destabilizację systemu energetycznego, wzrost cen energii,
olbrzymie koszty inwestycyjne oraz niski wskaźnik zwrotu,
Pan
Szymon Hołownia
Marszałek Sejmu RP
Szanowny Panie Marszałku,
proszę o przyjęcie poniższych informacji w odpowiedzi na pytania zawarte w interpelacji.
Odpowiedź została przygotowana we współpracy z Ministerstwem Przemysłu (odp. na
pyt. 11) oraz Ministerstwem Aktywów Państwowych (odp. na pyt. 12).
1. Jakie analizy techniczne, ekonomiczne oraz środowiskowe przeprowadzono przed
podjęciem decyzji o budowie farm wiatrowych na Bałtyku? Proszę o ich dołączenie
do odpowiedzi na interpelację.
Morskie farmy wiatrowe (MFW) są jedyną wielkoskalową, a przy tym zeroemisyjną
technologią wykorzystującą odnawialne źródła energii (OZE), która ma potencjał
w znaczącym stopniu przyczynić się do mitygacji ryzyka wystąpienia niedoborów
mocy, nie powodując przy tym znaczących emisji szkodliwych substancji do
środowiska. Inwestycje w MFW pozwolą na realizację unijnych celów w zakresie
udziału OZE w końcowym zużyciu energii brutto przy jednoczesnym zapewnieniu
stabilnego funkcjonowania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE).
Prace nad ustawą z dnia 17 grudnia 2020 r. o promowaniu wytwarzania energii
elektrycznej w morskich farmach wiatrowych [1] były poprzedzone szeregiem analiz
własnych Ministerstwa Klimatu i Środowiska (MKiŚ), jak również doświadczeń
krajowych i zagranicznych. Sama decyzja o budowie MFW jest podejmowana tylko i
wyłącznie przez inwestora. To na nim spoczywa obowiązek przeprowadzenia
technicznych, ekonomicznych i środowiskowych analiz, pozwalających wykazać
opłacalność danej inwestycji przy zachowaniu wymagań ochrony środowiska,
określonych w decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach oraz bezpieczeństwa
technicznego, określonych m.in. w warunkach przyłączenia, pozwoleniu na
wznoszenie lub wykorzystanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń w polskich
obszarach morskich (PSZW), pozwoleniu lub uzgodnieniu układania i utrzymania kabli
na polskich obszarach morskich, decyzjach geologicznych, ekspertyzach i planach

-- 1 of 16 --

2
związanych z bezpieczeństwem morskim czy ekspertyzach zgodności projektowej
oraz wykonawczej sporządzanej dla Polskich Sieci Elektroenergetycznych S.A. (PSE).
Lista przykładowych raportów i analiz o morskiej energetyce wiatrowej stanowi
załącznik nr 1 do pisma.
2. Czy uwzględniono możliwość wystąpienia problemów wynikających z nadprodukcji
energii w okresach sprzyjających warunków pogodowych (tzw. nadmiary energii
niechcianej)?
3. Jakie środki zostały przewidziane na stabilizację systemu elektroenergetycznego w
przypadku nierównomiernego zbilansowania produkcji i zapotrzebowania na
energię?
Kluczowym aktem prawnym regulującym rynek energii odnawialnej w Polsce jest
ustawa z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii [2], dalej: „ustawa o
OZE”, która oferuje mechanizmy wsparcia, takie jak system aukcyjny, promujące
inwestycje w OZE poprzez gwarantowanie stabilnych warunków finansowych dla
wytwórców energii elektrycznej.
Procedowany projekt ustawy o zmianie ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni
wiatrowych oraz niektórych innych ustaw, który nowelizuje również szereg
przepisów ustawy o OZE, ma na celu m.in. rozwiązanie problemu niskich cen
sprzedaży energii elektrycznej z farm fotowoltaicznych (PV) w okresie od marca do
października, które są niższe niż cena rozliczeniowa dzienna. Problem ten dotyczy
głównie wytwórców energii z instalacji fotowoltaicznej (PV), ponieważ nadprodukcja
energii elektrycznej w sprzyjających warunkach pogodowych wpływa w największym
stopniu na spadki ceny energii elektrycznej w godzinach tej nadprodukcji i ma to
charakter powtarzalny. W wyniku powyższej przejściowej „anomalii gospodarczej”
część inwestorów, którzy już wygrali aukcję, wstrzymała budowę instalacji PV,
czekając na zmianę sytuacji, a działające projekty osiągają niższe niż zaplanowane
przychody. W przypadku inwestorów, którzy wygrali aukcje OZE na wytwarzanie
energii elektrycznej z wiatru na lądzie problem ten na obecną chwilę nie występuje w
znaczącym stopniu.
Aby przeciwdziałać tej sytuacji, MKiŚ zdecydował się umożliwić dodatkowe
rozliczenie ujemnego salda dla wytwórców energii elektrycznej w instalacjach
wykorzystujących energię promieniowania słonecznego, którzy wygrali aukcję.
Skorzystanie z tej możliwości jest dobrowolne. Przepisy mają na celu ustabilizowanie
systemu elektroenergetycznego i ograniczenie nadpodaży energii elektrycznej w
godzinach szczytu wytwarzania w instalacjach PV. Możliwość rozliczania ujemnego
salda na nowych zasadach jest ograniczona czasowo do 31 grudnia 2027 r.
Wytwórcy, którzy skorzystają z tej opcji, nie będą mogli uwzględniać energii
wyprodukowanej w godzinach, gdy ceny giełdowe są niższe niż 0 zł/MWh.
Nowy system aukcyjny, który zostanie opracowany i uwzględni kryteria pozacenowe,
pozwoli wspierać innowacyjne rozwiązania oraz rozwiązania, których potrzebuje
polski przemysł i polski system elektroenergetyczny. Planowane jest też wspieranie
integracji sektorowej, m.in. przez rozwijanie elektryfikacji ciepłownictwa i rozbudowę
m.in. sezonowych magazynów ciepła, aby efektywnie zagospodarować ewentualną
nadpodaż energii elektrycznej z krajowych instalacji OZE w sektorze ciepłownictwa,
jednocześnie obniżając koszty produkcji ciepła w Polsce.
Należy podkreślić, że w Polsce nie mamy do czynienia z „niechcianą energią”, gdyż
tania energia elektryczna jest niezbędna - dla gospodarstw domowych i dla
przemysłu, szczególnie dla przemysłu wysoko energochłonnego. Podejmowane

-- 2 of 16 --

3
działania mają na celu jedynie przejściowe ograniczenie nadpodaży energii
elektrycznej, na czas przystosowania pozostałych elementów systemu
elektroenergetycznego i ciepłownictwa do możliwości absorbcji zeroemisyjnej,
krajowej energii z OZE. Sama podaż taniej energii, powodująca spadek cen energii na
rynku, jest zjawiskiem pożądanym. Rozwijane są więc projekty energetyczne nie tylko
zapewniające bilansowanie instalacji OZE w momentach niższej generacji energii
elektrycznej, ale także projekty „zdejmujące” nadwyżki – magazyny energii oraz
instalacje przemysłowe i ciepłownicze oraz narzędzia handlowe, takie jak taryfy
dynamiczne. Ich wejście na rynek będzie stopniowo powodowało mniejsze wahania
cen i mniejsze obciążenie instalacji OZE kosztami profilu czy tzw. nierynkowym
redysponowaniem.
Aktualizacja Krajowego Planu na rzecz Energii i Klimatu do 2030 roku (aKPEiK) [a]
uwzględnia wyzwania związane z nadprodukcją energii z OZE i koncentruje się na
rozwiązaniach zwiększających elastyczność systemu. Dokument ten przewiduje
rozwój magazynów energii elektrycznej i elektrowni szczytowo-pompowych
(szczegóły pyt 4.), magazynów ciepła, elektrolizerów (na potrzeby produkcji zielonego
wodoru), inteligentnych sieci oraz mechanizmów zarządzania popytem. Pozwala to
efektywnie wykorzystywać nadwyżki energii i zwiększyć stabilność dostaw.
Inwestycje w nowoczesne technologie i infrastrukturę mają zapewnić
bezpieczeństwo energetyczne oraz umożliwić dalszy rozwój OZE, wspierając
transformację w sposób zrównoważony i korzystny dla gospodarki, systemowo
obniżając koszty produkcji energii i ceny energii oraz ciepła.
MKiŚ współpracuje z PSE, aby zapewnić stabilność i niezawodność krajowej sieci
elektroenergetycznej. Współpraca ta obejmuje bieżący monitoring pracy systemu,
modernizacji infrastruktury przesyłowej oraz prace związane z integracją OZE z siecią.
Dzięki wspólnym działaniom minimalizowane jest ryzyko przerw w dostawach,
zwiększana jest odporność systemu na zakłócenia i dbałość o rozwój nowych
technologii, które wspierają i wspierać będą stabilność systemu.
Jeśli generacja przekracza zapotrzebowanie, PSE mogą czasowo ograniczyć moc
niektórych instalacji OZE, aby zapobiec przeciążeniu systemu. Ważnym elementem
jest wspomniany powyżej rozwój magazynów energii i ciepła, które mogą pochłaniać
nadwyżki energii. PSE współpracują również z dużymi odbiorcami energii w ramach
programów zarządzania popytem (DSR), zachęcając ich do dostosowywania zużycia
energii w okresach nadprodukcji.
W warunkach funkcjonowania rynku energii elektrycznej, w okresach nadwyżki
podaży energii elektrycznej ponad popyt, podstawowym środkiem równoważenia
bilansu jest rynek bilansujący energii elektrycznej. To na nim dochodzi do składania
ofert zwiększenia lub zmniejszenia produkcji energii elektrycznej i zapotrzebowania
przez uczestników rynku bilansującego. Oferty te wykorzystywane są przez
Operatora Systemu Przesyłowego (OSP) do zapewniania równowagi pomiędzy
popytem i podażą energii elektrycznej. Jest ona zapewniana w każdym momencie.
W przypadku, gdy zostaną wykorzystane wszystkie dostępne środki rynkowe, OSP,
krótkookresowo jest zmuszony do wykorzystania redysponowania nieopartego na
zasadach rynkowych. Jest to środek stosowany w ostateczności, gdy wcześniej
zostały wykorzystane wszystkie inne możliwe sposoby zbilansowania pracy KSE,
takie jak redukcja wytwarzania energii elektrycznej w krajowych elektrowniach
systemowych czy międzyoperatorski eksport nadwyżek energii elektrycznej do
sąsiednich systemów. Redukcją nierynkową objęte są jednostki wytwórcze tych
wytwórców, którzy jeszcze nie zdecydowali się uczestniczyć w mechanizmach

-- 3 of 16 --

4
rynkowych. Zasady stosowania redysponowania nieopartego na zasadach rynkowych
określa art. 13 ust. 6 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943
(dalej rozporządzenie 2019/943) [3] oraz art. 9c ust. 7a ustawy Prawo energetyczne
(dalej UPE) [4].
MKiŚ analizuje na bieżąco dostępne mechanizmy oraz wdraża do prawa krajowego
nowe regulacje. Działania te mają na celu zapewnienie jak największej dostępności
różnego rodzaju produktów, mechanizmów, które będą zwiększały elastyczność
systemu elektroenergetycznego, gdyż to ona może pozytywnie przyczynić się do
ograniczania występowania niezbilansowania systemu elektroenergetycznego oraz
zjawiska redysponowania nieopartego na zasadach rynkowych.
W tym celu, w szczególności analizowane są:
 możliwości w zakresie tzw. odpowiedzi odbioru (demand side response) oraz
zwiększenia udziału magazynów energii w systemie elektroenergetycznym,
 możliwość wprowadzenia przepisów pozwalających istniejącym instalacjom
PV na dobudowanie w tej samej lokalizacji magazynu energii elektrycznej.
Takie rozwiązanie pozwoli nowym oraz istniejącym instalacjom PV na
magazynowanie wytworzonej energii elektrycznej w celu dostarczenia do
sieci w okresach, kiedy pojawi się zwiększone zapotrzebowanie na energię
elektryczną,
 możliwości wsparcia rozwoju technologii magazynowania ciepła, w tym
sezonowych magazynów ciepła, jako narzędzia wspomagającego
transformację ciepłownictwa, a jednocześnie umożliwiającego absorbcję
nadwyżek energii z OZE i stabilizację sieci (sector-coupling)
MKiŚ jest w stałym kontakcie ze wszystkimi uczestnikami rynku i prowadzi aktywne
działania mające na celu zwiększenie wykorzystania energii generowanej przez źródła
OZE i ich lepszej integracji z systemem elektroenergetycznym, przy jednoczesnym
zapewnieniu realizacji celów jakimi są bezpieczeństwo energetyczne i transformacja
energetyczna w kierunku niskoemisyjności.
4. Czy rząd planuje inwestycje w magazyny energii? Jeśli tak, to jakiego typu i ile, jakie
będą ich koszty oraz przewidywana sprawność technologiczna?
Minister Klimatu i Środowiska podejmuje działania mające na celu budowanie
otoczenia regulacyjnego ułatwiającego procesy inwestycyjne dla magazynów energii.
Ustawą z dnia 20 maja 2021 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz
niektórych innych ustaw [5], przygotowaną w Ministerstwie Klimatu i Środowiska,
wprowadzono przepisy regulujące w sposób kompleksowy magazynowanie energii
elektrycznej. Regulacja usunęła bariery formalne, które wcześniej uniemożliwiały
inwestorom uzyskanie korzyści ekonomicznych ze stosowania magazynowania
energii elektrycznej. Ustawa z dnia 28 lipca 2023 r. o zmianie ustawy - Prawo
energetyczne oraz niektórych innych ustaw [6] wprowadziła m.in. definicje agregacji i
agregatora oraz odbiorcy aktywnego, otwierając posiadaczom magazynów energii
drogę do świadczenia usług systemowych lub usług elastyczności na rynkach energii
elektrycznej. Ustawa dostarczyła rozwiązań kluczowych z punktu widzenia
transformacji energetycznej. Wprowadzenie umów z dynamiczną ceną energii
elektrycznej, zależną od wahań cen na rynku hurtowym, ma na celu aktywizację
odbiorców, a przepisy otwierające drogę do funkcjonowania obywatelskich
społeczności energetycznych mają za zadanie rozwój energetyki lokalnej. Magazyny
energii stanowią istotny element warunkujący efektywność korzystania z tych
rozwiązań.

-- 4 of 16 --

5
W MKiŚ przygotowano także projekt przepisów przyjętych ustawą z dnia 14 kwietnia
2023 r. o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie elektrowni szczytowo-
pompowych oraz inwestycji towarzyszących [7]. Celem ustawy było usunięcie barier
prawnych związanych z szeregiem ograniczeń i wymagań administracyjnych
ustanowionych w różnych aktach prawnych, które odnosiły się do inwestycji z
zakresu elektrowni szczytowo pompowych ze względu na ich wieloetapowość i
znaczny rozmiar tego typu przedsięwzięć. Ustawa przesądziła, że inwestycja w
zakresie budowy lub modernizacji elektrowni szczytowo-pompowej jest inwestycją
celu publicznego, a także wprowadziła instytucję decyzji kompleksowej. Ułatwi to w
znacznym stopniu proces przygotowania inwestycji.
W Polsce jest obecnie zainstalowane ponad 2 GW mocy w magazynach energii, w
tym większość - 1,8 GW w elektrowniach szczytowo pompowych. W magazynach
bateryjnych na koniec 2023 r. było zainstalowane 0,276 GW, z czego 40% stanowiły
przydomowe magazyny energii działające u około 11 tysięcy odbiorców.
Ponadto, Minister Klimatu i Środowiska bierze udział w projektowaniu wsparcia na
rozwój magazynowania energii w ramach wykorzystania Funduszy Europejskich. W
procesie rewizji Krajowego Planu Odbudowy i Zwiększania Odporności dodano Rozdział
REPowerEU, w którym jako jeden z kamieni milowych umieszczono modernizację
elektrowni szczytowo-pompowej Porąbka Żar, z przeznaczeniem na ten cel 35 mln
EUR z części pożyczkowej środków z KPO. W ramach pomocy bezzwrotnej 200 mln
EUR ma zostać przeznaczone na budowę wielkoskalowego (o pojemności 0,9GWh)
bateryjnego magazynu energii w Żarnowcu.
Dodatkowo, z programu priorytetowego Wsparcie wykorzystania magazynów oraz
innych urządzeń na cele stabilizacji sieci – program dla Operatorów Sieci Dystrybucyjnych
mogą korzystać OSD, instalując magazyny jako integralną część sieci
elektroenergetycznej. Budżet programu to 1 mld zł na lata 2021-2026 ze środków
Funduszu Modernizacyjnego (dalej: FM).
Przygotowywany do uruchomienia program Magazyny energii elektrycznej i związana z
nimi infrastruktura dla poprawy stabilności polskiej sieci elektroenergetycznej jest
adresowany do przedsiębiorców. Będzie zasilany, także z FM, budżetem 4 mld zł.
Wspomnieć należy również, iż program Mój Prąd, od czwartej edycji uruchomionej w
2022 r., objął dofinansowaniem przydomowe magazyny energii jako element
uzupełniający prosumencką instalację fotowoltaiczną, przy czym od uruchomionej we
wrześniu 2024 r. szóstej edycji, dla mikroinstalacji PV zgłoszonych do przyłączenia od
sierpnia 2024 r., magazyn energii jest obligatoryjny. Dostępne są także inne programy
wspierające magazyny energii współpracujące z instalacją OZE u różnych grup
odbiorców, takie jak Energia dla wsi, Ulga termomodernizacyjna, Moja elektrownia
wiatrowa czy Grant OZE adresowany do tzw. prosumenta lokatorskiego, czyli
wspólnot i spółdzielni mieszkaniowych.
Zgodnie z przyjętymi przez Ministra Klimatu i Środowiska priorytetami związanymi z
transformacją energetyczną i kluczową rolą, jaką pełni magazynowanie energii jako
czynnik stabilizujący system elektroenergetyczny, Minister, w zakresie swoich
kompetencji i z uwzględnieniem ograniczeń związanych z udzielaniem pomocy
publicznej, podejmuje działania wspierające rozwój wszelkich form magazynowania
energii korzystnych dla polskiej gospodarki.
5. Jakie prognozy dotyczące kosztów energii elektrycznej dla odbiorców
indywidualnych i przemysłowych zostały przewidziane w kontekście inwestycji w
odnawialne źródła energii?

-- 5 of 16 --

6
Technologie wytwarzania energii z OZE charakteryzują się dużym zróżnicowaniem w
kontekście kosztochłonności w ujęciu inwestycyjnym i operacyjnym. Dlatego też w
ich ocenie najlepiej sprawdza się metoda LCOE, tj. levelized cost of electricity, a więc
miara średniego aktualnego kosztu netto wytwarzania energii elektrycznej przez
instalację OZE w ciągu całego jej cyklu życia.
Analiza ta pozwala na wskazanie, że większość dostępnych dziś technologii
wytwarzania energii z OZE notuje spadek kosztów, a w 2025 r. koszty technologii
takich jak wiatrowe czy słoneczne spadną o kolejne 2-11%. Szacuje się ponadto, że
LCOE dla OZE utrzyma się w trendzie spadkowym o ok. 22-49% do 2035 r. Aktualnie
zatem koszty wytwarzania energii elektrycznej w OZE w okresie życia instalacji,
uwzględniające koszty budowy, kształtują się poniżej kosztów krańcowych
wytwarzania energii elektrycznej przez węglowe elektrownie konwencjonalne,
zwłaszcza te starszego typu o niższej sprawności i wyższej emisyjności.
Powyższe wskazuje zatem, że dążenie do zwiększania ilości energii elektrycznej z
OZE w krajowym miksie energetycznym w długim okresie może znacząco wpłynąć na
obniżenie kosztów produkcji energii oraz obniżenie cen energii dla odbiorców
końcowych.
W celu ustabilizowania cen energii i ciepła dla odbiorców końcowych w krótkim i
średnim okresie, od grudnia 2023 r. Rada Ministrów podjęła szereg decyzji o
zastosowaniu wachlarza mechanizmów, mających na celu ograniczenie wzrostu cen
energii i ciepła na okres dynamicznych wzrostów cen tradycyjnych nośników energii
(m.in. węgiel, gaz, ropa) w latach 2021-2025. Jednocześnie, równolegle do działań
mających na celu utrzymanie cen energii na akceptowalnym poziomie, prowadzone są
intensywnie prace nad budową bezemisyjnego systemu energetycznego. Uwalniany
jest potencjał tańszych niż tradycyjne nośniki, odnawialnych źródeł energii, oraz
rozwijane są projekty związane z energetyką jądrową, co przyczyni się do
długofalowej stabilności energetycznej kraju. Procedowane są również ustawy: o
zmianie ustawy o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach
wiatrowych oraz niektórych innych ustaw (UD162 – etap uzgodnień, opiniowania i
konsultacji społecznych), oraz tzw. „odległościowa” ustawa o zmianie ustawy o
inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych oraz niektórych innych ustaw,
odblokowująca potencjał energii wiatrowej na lądzie została przyjęta przez Radę
Ministrów i przekazana do Sejmu RP (druk nr 1130).
6. Czy wprowadzono mechanizmy zapobiegające nadmiernemu obciążeniu polskiego
systemu przesyłowego energią pochodzącą z innych krajów, zwłaszcza Niemiec?
Polski system elektroenergetyczny, ze względu na zapóźnienie w procesie
transformacji, w tym niedostosowanie sieci przesyłowych i zbyt niską podaż taniej
energii odnawialnej produkowanej w Polsce, od wielu lat był narażony na
występowanie dodatkowych przepływów energii elektrycznej wpływających i
wypływających z polskiego systemu, których źródłem była zwiększona generacja ze
źródeł wiatrowych w północnych Niemczech. Zjawisko to pojawiło się w pierwszej
dekadzie XXI w. w wyniku dynamicznego wzrostu zainstalowanej mocy w źródłach
wiatrowych w północno-wschodnich landach RFN, w porównaniu ze zbyt powolnym
przyrostem konkurencyjnych cenowo, krajowych mocy energii odnawialnej - i
rozpływie energii w systemach synchronicznie połączonych. W wyniku kilkuletnich
negocjacji dwustronnych na szczeblu operatorów systemów przesyłowych (PSE i
50Hertz Transmission GmbH), administracji rządowej i krajowych organów
regulacyjnych, a także na forum regionalnym UE, strona polska doprowadziła do
zainstalowania urządzeń ograniczających te przepływy, tj. przesuwników fazowych na
dwóch połączeniach Polska – Niemcy, - w stacji Vierraden (połączenie obecnie 400

-- 6 of 16 --

7
kV Krajnik – Vierrraden) oraz w stacji Mikułowa (połączenie 400 kV Mikułowa –
Hagenwerder) w latach 2016-2018. Co więcej, urządzenia te wraz z modernizacją linii
zostały staraniem strony polskiej uznane za projekty wspólnego zainteresowania
(projects of common interest – na liście PCI) UE w ramach programu
Transeuropejskich Sieci Energetycznych (TEN-E), co ułatwiło ich realizację i
uprawniło do uzyskania dofinansowania UE.
Ponadto, na znaczne ograniczenie przepływów kołowych przez system polski
wpłynęło rozdzielenie niemiecko-luksembursko-austriackiego (DE-AT-LU) obszaru
rynkowego, które nastąpiło od października 2018 r. Problemy generowane m.in. w
systemie polskim przez wspólny obszar rynkowy DE-AT-LU były podnoszone przez
polskiego operatora oraz regulatora (Urząd Regulacji Energetyki) i właściwe
ministerstwa ds. energii (Ministerstwo Gospodarki, Ministerstwo Energii), na wielu
forach, w tym Radzie UE, Komisji Europejskiej, The European Union Agency for the
Cooperation of Energy Regulators (ACER) oraz The European Network of
Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E) szczególnie w latach 2013-
2018. Funkcjonujący obecnie obszar rynkowy niemiecko-luksemburski nie powoduje
powstawania nadmiernych przepływów przez systemy polski i czeski w wysokościach
obserwowanych na początku XXI w. Dodatkowo przepływy te ograniczane są do
dopuszczalnych wartości dzięki koordynowanej współpracy przesuwników fazowych
w Polsce, Niemczech i Czechach.
7. Jakie są koszty utrzymania tzw. przesuwników fazowych, które mają blokować
niepożądane przepływy energii przez polski system przesyłowy? Jak te koszty
wpływają na ceny energii dla polskich odbiorców?
Strona polska posiada w krajowym systemie przesyłowym układ przesuwnika
fazowego (PST) w stacji Mikułowa, na linii 400kV Mikułowa - Hagenwerder.
Przesuwnik fazowy na drugim połączeniu Polska – Niemcy, w stacji Vierraden, jest
własnością operatora niemieckiego 50Hertz Transmission GmbH.
Średnioroczny koszt związany z funkcjonowaniem przesuwników fazowych
zainstalowanych w stacji Mikułowa to około 17,6mln zł. Kwota ta obejmuje koszt: 1)
amortyzacji, 2) zwrotu z zaangażowanego kapitału, 3) kwoty należnych podatków i
opłat oraz 4) utrzymania (remonty i eksploatacja). Zgodnie z zasadami kalkulacji taryfy
PSE S.A., przeważająca część tych kosztów, tj. około 97%, nie jest pokrywana
przychodami z opłat taryfowych. Jest ona finansowana z dochodów z ograniczeń
przesyłowych, tj. przychodów uzyskiwanych przez PSE z alokacji międzyobszarowych
zdolności przesyłowych na połączeniach z Czechami, Niemcami, Słowacją, Szwecją i
Litwą, zgodnie z rozporządzeniem (UE)2019/943.
8. Jakie działania są podejmowane w celu zminimalizowania ryzyka ograniczeń dostaw
energii, zwłaszcza dla sektora przemysłowego w związku z inwestycją w OZE oraz
braku remontu bloków węglowych?
Aby zapewnić bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych
w Polsce funkcjonuje mechanizm rynku mocy. Jego wprowadzenie w Polsce w 2017
r. było znaczącą zmianą rzeczywistości gospodarczej dla sektora energetycznego.
Obok rynku energii elektrycznej, gdzie towarem podlegającym obrotowi jest energia
elektryczna, pojawił się drugi towar – moc. Rynek mocy pozwolił na wynagradzanie
uczestników rynku za ich gotowość do dostarczania mocy.

-- 7 of 16 --

8
Dzięki wprowadzeniu rynku mocy, uczestnicy rynku energii uzyskali dodatkowe
przychody, które pozwoliły na przeprowadzenie inwestycji m.in. w nowe moce
wytwórcze, modernizację istniejących mocy wytwórczych (obejmującą np.
dostosowanie do bardziej rygorystycznych norm środowiskowych) czy inwestycje w
magazyny energii. Od czasu uruchomienia rynku mocy, sytuacja dotycząca
wystarczalności zasobów wytwórczych uległa istotnej poprawie w perspektywie n a
lata 2025-2030 r. Wprowadzenie rynku mocy pozytywnie wpłynęło na dostępność w
KSE mocy pozwalających na pokrycie zapotrzebowania i zachowanie wymaganych
poziomów rezerw. Wskazuje na to m.in. brak konieczności ogłaszania ograniczeń w
dostarczaniu i poborze energii elektrycznej. W MKiŚ trwają analizy nad ewentualnymi
rozwiązaniami na kolejne lata tj. 2030+, oraz długofalowa analiza wystarczalności
mocy na lata 2030–2040 w ramach aktualizacji Krajowego Planu w dziedzinie Energii
i Klimatu.
9. Czy w ramach przygotowań do rozwoju energetyki odnawialnej przewidziano
alternatywne źródła stabilizacyjne, takie jak elektrownie gazowe? Jeśli tak, jakie są
koszty tych inwestycji oraz jakie są ich potencjalne wpływy na środowisko?
W ramach rynku mocy jednostki wytwórcze mogą zawierać umowy mocowe na moc
dyspozycyjną. Mechanizm jest neutralny technologicznie, pod warunkiem, że
jednostka nie emituje więcej niż 550 g CO2/kWh energii elektrycznej. Oznacza to, że
nowe umowy mocowe mogą być zawierane przez jednostki wytwórcze gazowe,
magazyny energii, czy inne jednostki, które są w stanie zapewnić bezpieczeństwo
dostaw energii elektrycznej w okresie, na który odbywa się aukcja mocy. W aukcji
wybierane są jednostki z najniższą ceną ofertową. Tym samym zapewniana jest
efektywność kosztowa mechanizmu.
10. Czy Ministerstwo planuje prowadzić kampanie informacyjne na temat ryzyk oraz
rzeczywistych kosztów transformacji energetycznej dla społeczeństwa? Jakie
zdaniem ministerstwa są to koszty?
Jak wynika z prac w zakresie aktualizacji Krajowego Planu w dziedzinie Energii i
Klimatu 2030 (aKPEIK), całkowite inwestycje wraz z nakładami kapitałowymi,
niezbędne w procesie tzw. aktywnej transformacji energetycznej w Polsce (scenariusz
WAM), są kierunkowo niższe, niż koszty utrzymania obecnego systemu
energetycznego, wraz z jego pochodnymi. Jednocześnie, przeprowadzenie tzw.
aktywnej transformacji energetycznej prowadzi do systemowego, ok. dwucyfrowego
spadku kosztów produkcji energii oraz znaczącego spadku cen energii do roku 2030
oraz dalej w latach 2030-2040. Szczegóły nt. projektowanych nakładów
inwestycyjnych oraz projektowanych spadków kosztów produkcji energii i cen energii
można znaleźć w projekcie aKPEIK (link: https://www.gov.pl/web/klimat/projekt-
krajowego-planu-w-dziedzinie-energii-i-klimatu-do-2030-r--wersja-do-konsultacji-
publicznych-z-102024-r).
Ponadto należy podkreślić, iż korzyści – nie tylko finansowe, wynikające z właściwie
zaplanowanego i dobrze prowadzonego procesu transformacji energetycznej, są
daleko bardziej znaczące, niż ryzyka z niego wynikające. Cele, a jednocześnie korzyści,
procesu transformacji to m.in.:
 obniżenie cen energii i ciepła,
 budowa niezależności energetycznej Polski w oparciu o krajowe nośniki
energii, przy jednoczesnym odejściu od uzależnienia od importu paliw
kopalnych,
 redukcja ubóstwa energetycznego,

-- 8 of 16 --

9
 poprawa jakości powietrza do stanu, który nie zagraża zdrowiu i życiu
mieszkańców,
 wzmocnienie bezpieczeństwa energetycznego i klimatycznego Polski.
Właściwie przeprowadzona, sprawiedliwa społecznie transformacja energetyczna,
przyczyni się do rozwoju polskiej gospodarki, poprawy stanu klimatu i środowiska
oraz zdrowia Polek i Polaków. Światowy kryzys energetyczny, wywołany sytuacją
geopolityczną, uświadomił dodatkowo, że nie tylko jest ona potrzebna, ale i konieczna
w celu zbudowania niezależnego i bezpiecznego systemu elektroenergetycznego,
który będzie fundamentem dla działania silnej i konkurencyjnej gospodarki. Korzyści
płynące z jej dokonania przewyższą koszty i ewentualne ryzyka jej przeprowadzenia.
Ryzyka procesu transformacji mogą wynikać przede wszystkim z braku właściwego
zaplanowania jej kompleksowych procesów społeczno-gospodarczych oraz
ewentualnych opóźnień w ich wdrażaniu. Konsekwencje wieloletnich opóźnień w
procesie transformacji uwidoczniły się w Polsce na przestrzeni ostatniej dekady w
formie m.in.:
- rosnącego uzależnienia od importu paliw kopalnych (ropa, węgiel, gaz) i rosnących
kosztów importu tych paliw (ok. 250 mld zł tylko w 2022r.),
- rosnącego importu netto energii elektrycznej z krajów, których rynki charakteryzują
się wyższym udziałem tańszej energii z OZE (m.in. kraje skandynawskie, Niemcy, etc.),
- koniecznością nierynkowego redysponowania i utraty (z ang. curtailments) najniższej
cenowo energii z OZE, ze względu na brak dostosowania i brak elastyczności
infrastruktury energetycznej, w tym infrastruktury przesyłowej i sektora
ciepłownictwa, do jej absorbcji i magazynowania w okresach wysokiej produkcji i
związanych z nią niskich lub ujemnych cen.
W celu mitygacji ww. ryzyk, w tym właściwego planowania i adekwatnego wdrażania
procesu transformacji energetycznej, jest on dziś jednym z absolutnie priorytetowych
działań Ministerstwa Klimatu i Środowiska i Rządu RP.
W zakresie działań informacyjno-edukacyjnych, Ministerstwo Klimatu i Środowiska
realizuje kampanie które mają na celu zwiększenie świadomości społeczeństwa
m.in. w zakresie korzyści dla środowiska oraz obywateli związanych z przejściem
energetyki i gospodarki na nowoczesne technologie, w tym na odnawialne źródła
energii. MKiŚ dostarcza także informacji na temat rozwiązań i sposobów na
uzyskiwanie taniej i czystej energii z odnawialnych źródeł energii oraz edukuje na
temat racjonalnego gospodarowania surowcami, energią cieplną i elektryczną w
gospodarstwie domowym, biurze czy szkole.
Ministerstwo planuje też kontynuację kampanii edukacyjno-informacyjnych nt.
korzyści społecznych i ekonomicznych związanych z właściwie zaplanowaną i
adekwatnie prowadzoną transformacją energetyczną.
11. Czy Polska rozważa zmianę strategii inwestycyjnej na rzecz bardziej
zbilansowanego rozwoju energetyki jądrowej, która według ekspertów
charakteryzuje się wyższym wskaźnikiem zwrotu energetycznego (EROI)?
Aktualnie Polska nie generuje energii w elektrowniach jądrowych, ale uruchomienie
pierwszej wielkoskalowej jednostki planowane jest około 2036 roku. W
perspektywie do około 2045 r. planowana jest – w ramach Programu polskiej

-- 9 of 16 --

10
polityki energetyki jądrowej (PPEJ) – budowa 6 wielkoskalowych bloków, których
łączna moc wyniesie około 7,7 GWe netto. Projekt aKPEiK implementuje decyzje
rządowe podjęte w ramach PPEJ.
12. Czy rząd planuje renegocjację zobowiązań dotyczących harmonogramu wyłączeń
bloków konwencjonalnych opartych na węglu kamiennym i brunatnym?
Odstawienia bloków energetycznych uzależnione będą m.in. od aktualnych i przyszłych
uwarunkowań rynkowych, rentowności produkcji, potrzeb KSE, mechanizmów
wsparcia, a także technicznych możliwości prac poszczególnych bloków
energetycznych. Elektrownie centralnie dysponowane wchodzą w skład aktywów
wytwórczych grup kapitałowych, w których spółkami dominującymi są spółki publiczne
notowane na Giełdzie Papierów Wartościowych w Warszawie. Skarb Państwa, jako
akcjonariusz tych podmiotów, posiada uprawnienia wynikające z praw korporacyjnych,
które są ściśle określone w przepisach prawa, w szczególności w ustawie z dnia 15
września 2000 r. Kodeks spółek handlowych oraz statutach spółek. Natomiast ich
realizacja jest pochodną wielkości posiadanego pakietu akcji w danej spółce. W
przypadku spółek publicznych dodatkowo wykonywanie praw z akcji odbywa się w
oparciu o przepisy ustaw z dnia 29 lipca 2005 r. o obrocie instrumentami finansowymi
oraz o ofercie publicznej i warunkach wprowadzania instrumentów finansowych do
zorganizowanego systemu obrotu oraz o spółkach publicznych. Wszelkie decyzje co do
wycofywania z eksploatacji poszczególnych bloków energetycznych znajdują się
natomiast w kompetencjach zarządów spółek będących właścicielem tych jednostek.
Ze względu na stale pogarszającą się ekonomikę funkcjonowania jednostek
wysokoemisyjnych na rynku energii elektrycznej, w wyniku wypierania
wysokoemisyjnych aktywów węglowych przez nośniki nisko- i zeroemisyjne (merit
order1), jednostki wysokoemisyjne nie są w stanie konkurować z innymi aktywami i
wraz z zakończeniem wsparcia z rynku mocy ich eksploatacja w większości przypadków
będzie nieopłacalna. Jednocześnie posiadane aktywa mają techniczną możliwość pracy
w perspektywie do 2030-2035 roku, z uwzględnieniem koniecznych wydatków
inwestycyjnych oraz remontowych, jednakże tylko pod warunkiem wprowadzenia
mechanizmów uzasadniających ekonomicznie ich pracę. Istotną kwestią w
harmonogramie odstawień będzie zatem mechanizm rynku mocy. Zaproponowana
formuła przebiegu aukcji uzupełniających w rynku mocy oraz harmonogram procesu
(cztery aukcje uzupełniające: na drugie półrocze 2025 r. oraz odrębnie na lata dostaw
2026, 2027 i 2028), będzie mieć wpływ na ostateczne decyzje dotyczące udziału
poszczególnych elektrowni w aukcjach i ewentualne wycofanie z procesu (ze względów
na brak ekonomiki eksploatacji). Obecnie prowadzone są szczegółowe analizy
ekonomiczne i techniczne dotyczące udziału poszczególnych elektrowni w aukcjach
uzupełniających. Plan trwałego wycofania z eksploatacji jednostek węglowych zostanie
odpowiednio dostosowany w przypadku uzyskania wsparcia z rynku mocy oraz innego
mechanizmu zapewniającego opłacalność wydłużenia eksploatacji.
13. Jakie analizy porównawcze dotyczące kosztów i efektywności technologii
energetycznych np. opłacalności energetyki wiatrowej w porównaniu do
konwencjonalnych źródeł energii, zostały przedstawione w ostatnich latach?
Szczegółowe założenia dotyczące kosztów technologii – w tym stałych i zmiennych,
opłacalności różnych źródeł energii, wraz z odwołaniem do źródeł, znajdują się w
Załączniku 3 do projektu aKPEiK.
1 Zasada, według której na rynku energii elektrycznej pierwszeństwo w sprzedaży mają
elektrownie oferujące energię po najniższej cenie.

-- 10 of 16 --

11
14. Czy Ministerstwo Środowiska konsultuje się z międzynarodowymi ośrodkami
badawczymi i ekspertami, takimi jak Uniwersytet w Edynburgu, który od lat
monitoruje opłacalność energetyki odnawialnej?
MKiŚ podejmuje kompleksową analizę dostępnych technologii energetycznych,
opierając się na szerokim spektrum danych i raportów. W procesie modelowania
systemu energetycznego dąży do znalezienia najbardziej efektywnego i opłacalnego
miksu energetycznego, uwzględniając czynniki ekonomiczne, bezpieczeństwo dostaw
oraz dostępność surowców. Szczególną uwagę zwraca na uwarunkowania rynkowe,
w tym fakt, że Polska nie dysponuje ograniczonymi zasobami paliw kopalnych, co
wymaga strategicznego podejścia do ich importu i wykorzystania.
W toku prac nad cenami referencyjnymi dla poszczególnych technologii w ramach
aukcyjnego systemu wsparcia odnawialnych źródeł energii, które określane są w
formie rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska, każdorazowo analizowane są
publikacje organizacji takich jak Międzynarodowa Agencja Energii (ang. IEA) czy
Międzynarodowa Agencja Energii Odnawialnej (ang. IRENA). Jednak co do zasady
punktem odniesienia są informacje i dane otrzymywane od podmiotów działających
w Polsce, które są najbardziej reprezentatywne i pozwalają odzwierciedlić specyfikę
krajowego rynku.
15. Jakie są perspektywy dotyczące zmian w polityce klimatycznej Unii Europejskiej,
które mogłyby wpłynąć na tempo realizacji planów inwestycyjnych w Polsce?
29 stycznia 2025 roku Komisja Europejska (KE) opublikowała tzw. Kompas
Konkurencyjności (ang. A Competitiveness Compass for the EU) [b], który w
założeniu ma wskazywać przyszłe kierunki działań UE w zakresie wzmocnienia
konkurencyjności gospodarki i przemysłu w obliczu aktualnych wyzwań
geopolitycznych. Konsekwencją założeń z Kompasu jest Plan prac Komisji na 2025
rok, który został opublikowany 11 lutego 2025 roku.
Założenia są ściśle powiązane z wcześniej publikowanymi raportami Draghiego [c]
oraz Letta [d]. Główny kierunek to położenie nacisku na zwiększenie
konkurencyjności UE m.in. poprzez zdolność do innowacji, przy jednoczesnym
uwzględnieniu kwestii bezpieczeństwa, w tym bezpieczeństwa klimatycznego.
26 lutego 2025 r. Komisja opublikowała Czysty Ład Przemysłowy (ang. Clean
Industrial Deal) [e], który w założeniu ma zapewnić UE pozycję jako atrakcyjnego
miejsca do lokowania przemysłu, w tym przemysłu energochłonnego, przy
równoczesnym promowaniu wykorzystania technologii nisko- i zeroemisyjnych, aby
zapewnić bezpieczeństwo klimatyczne.
Dokument wskazuje czynniki biznesowe, które należy zaadresować w prowadzonej
polityce:
1) energia w przystępnej cenie,
2) rynki wiodące,
3) finansowanie,
4) gospodarka obiegu zamkniętego i dostęp do surowców,
5) rynki globalne i międzynarodowe partnerstwa,
6) rozwój umiejętności.
W ramach pierwszego punktu Komisja przedstawiła już (ang. Action Plan for
Affordable Energy) [f].

-- 11 of 16 --

12
W planach są również m.in. uwzględnienie trwałego usuwania dwutlenku węgla w
systemie ETS, analiza możliwości rozszerzenia o kolejne sektory i produkty oraz
zaadresowania wsparcia dla eksportu w mechanizmie CBAM, czy przegląd legislacji w
celu jej uproszczenia (pakiet Omnibus). Komisja planuje również działania sektorowe
dla sektora stali, poprzez Plan dla Stali i Metali (z ang. Steel and Metals Action Plan),
chemicznego, poprzez Pakiet dla Przemysłu Chemicznego (z ang. Chemicals Industry
Package) oraz transportu, poprzez Plan na rzecz Inwestycji Zrównoważonego Transportu
(z ang. Sustainable Transport Investment Plan).
Należy zauważyć, że dokumenty już opublikowane w większości są na dużym poziomie
ogólności, stąd do oceny potencjalnego wpływu na tempo inwestycji w Polsce trzeba
się wstrzymać do publikacji przez Komisję zapowiadanych szczegółowych rozwiązań,
co powinno nastąpić do końca 2025 roku. Szczególnie istotne będą w tym zakresie
szczegóły dotyczące rozwiązań finansowych, takich jak Fundusz Konkurencyjności (z
ang. European Competitiveness Fund).
Niezależnie, warto odnotować, że dokumenty KE wskazują bardzo silny akcent na
konkurencyjność gospodarek Unii Europejskiej.
Z wyrazami szacunku
Paulina Hennig-Kloska
Minister Klimatu i Środowiska
Ministerstwo Klimatu i Środowiska
/ – podpisany cyfrowo/
Do wiadomości:
Departament Spraw Parlamentarnych, KPRM
Ministerstwo Przemysłu
Ministerstwo Aktywów Państwowych

-- 12 of 16 --

13
Podstawa prawna:
[1] Ustawa z dnia 17 grudnia 2020 r. o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w
morskich farmach wiatrowych (Dz.U. 2021 poz. 234),
[2] Ustawa z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. z 2024 r. poz.
1361 z późn. zm),
[3] Rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca
2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej,
[4] Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz. U. 2024 r. poz. 266 z późn.
zm.),
[5] Ustawa z dnia 20 maja 2021 r. o zmianie ustawy - Prawo energetyczne oraz niektórych
innych ustaw (Dz.U. 2021 poz. 1093),
[6] Ustawa z dnia 28 lipca 2023 r. o zmianie ustawy - Prawo energetyczne oraz niektórych
innych ustaw (Dz.U. 2023 poz. 1681),
[7] Ustawa z dnia 14 kwietnia 2023 r. o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie
elektrowni szczytowo-pompowych oraz inwestycji towarzyszących (Dz.U. 2023 poz.
1113).
Inne źródła:
[a] https://www.gov.pl/web/klimat/projekt-krajowego-planu-w-dziedzinie-energii-i-
klimatu-do-2030-r--wersja-do-konsultacji-publicznych-z-102024-r,
[b] https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/pl/ip_25_339,
[c] https://commission.europa.eu/topics/eu-competitiveness/draghi-report_en?prefLang=pl,
[d] https://european-research-area.ec.europa.eu/documents/letta-report-much-more-
market-april-2024,
[e] https://commission.europa.eu/topics/eu-competitiveness/clean-industrial-deal_pl,
[f] https://energy.ec.europa.eu/publications/action-plan-affordable-energy-unlocking-
true-value-our-energy-union-secure-affordable-efficient-and_en.
Załącznik:
1) Lista przykładowych raportów i analiz o morskiej energetyce wiatrowej.
Załącznik nr 1

-- 13 of 16 --

14
Lista przykładowych raportów i analiz o morskiej energetyce wiatrowej
Krajowe (2016-2024)
1. Rozwój morskiej energetyki wiatrowej w Polsce | McKinsey (2016)
https://www.mckinsey.com/pl/~/media/McKinsey/Locations/Europe%20and%2
0Middle%20East/Polska/Raporty/Rozwoj%20morskiej%20energetyki%20wiatro
wej%20w%20Polsce/McKinsey_Rozwj-morskiej-energetyki-wiatrowej-w-
Polsce_cayraport.pdf
2. Program rozwoju morskiej energetyki i przemysłu morskiego w Polsce| FNEZ
(aktualizacja 2018)
https://fnez.pl/wp-content/uploads/2018/01/10_Program-Rozwoju-MEPM-
2018.pdf
3. Neutralna emisyjnie Polska 2050 | McKinsey (2019)
https://www.mckinsey.com/pl/~/media/mckinsey/locations/europe%20and%20
middle%20east/polska/raporty/carbon%20neutral%20poland%202050/neutralna
%20emisyjnie%20polska%202050_raport%20mckinsey.pdf
4. Przyszłość Morskiej Energetyki Wiatrowej w Polsce | Polskie Stowarzyszenie
Energetyki Wiatrowej (2019)
https://www.psew.pl/wp-content/uploads/2024/04/Raport-PSEW-Przyszlosc-
morskiej-energetyki-wiatrowej-w-Polsce.pdf
5. Wizja dla Bałtyku. Wizja dla Polski. Rozwój morskiej energetyki wiatrowej
w basenie Morza Bałtyckiego | PSEW/Wind Europe (2020)
https://www.psew.pl/wp-content/uploads/2024/04/Wizja-dla-Baltyku.-Wizja-
dla-Polski-Rozwoj-morskiej-energetyki-wiatrowej-w-basenie-Morza-
Baltyckiego.pdf
6. Offshore Report 2020 – Potencjał morskiej energetyki wiatrowej w Polsce i na
Pomorzu | Invest in Pomerania (2020)
https://investinpomerania.pl/wp-content/uploads/2020/09/Raport-offshore-
PL.pdf
7. Polskie porty a rozwój morskich farm wiatrowych | Senat RP (2020)
https://www.senat.gov.pl/gfx/senat/pl/senatopracowania/190/plik/polskie_port
y_lokalne_a_rozwoj_morskich_farm_wiatrowych.pdf
8. Jakie korzyści mogą czerpać małe i średnie porty zlokalizowane w pobliżu morskich
farm wiatrowych? | Senat RP (2020)
https://www.senat.gov.pl/gfx/senat/pl/senatopracowania/183/plik/ot_679__2.p
df
9. Morskie farmy wiatrowe | Polski Rejestr Statków (2021)
https://prs.pl/wp-content/uploads/2024/03/p130p_pl.pdf
10. Operator floty instalacyjnej. Potencjał polskiego przemysłu morskiego na potrzeby
morskich farm wiatrowych | Polski Rejestr Statków (2021)
https://www.gospodarkamorska.pl/files/company-files/231/raport_prs.pdf
11. Potencjał morskiej energetyki wiatrowej w Polsce | Polskie Stowarzyszenie
Energetyki Wiatrowej (2022)
https://www.psew.pl/wp-
content/uploads/2025/01/Potencjal_Morskiej_Energetyki_Wiatrowej_w_Polsce_
PL.pdf
12. Energetyka wiatrowa w Polsce | Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej
(2023)
https://www.psew.pl/wp-content/uploads/2023/12/Energetyka-wiatrowa-w-
Polsce_2023_internet-1.pdf

-- 14 of 16 --

15
13. Rozwój przemysłu onshore i offshore wind w Polsce. Budowa łańcucha dostaw dla
energetyki wiatrowej - plan działania | Wind Industry Hub oraz Polskie
Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej (2024)
https://www.windindustry.pl/wp-content/uploads/2024/01/WIH_raport_PL.pdf
14. Rachunek kosztów polskiej elektroenergetyki A.D. 2040_Instytut | Instytut
Jagielloński Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej Jagielloński (2024)
https://www.jagiellonski.pl/wp-content/uploads/2024/02/Raport-IJ-p6.pdf
Międzynarodowe (2016-2024)
1. Innovation Outlook: Offshore Wind | IRENA (2016)
https://www.irena.org/-
/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2016/IRENA_Innovation_Outlook_Offs
hore_Wind_2016.pdf
2. Study on Baltic Offshore Wind Energy Cooperation under BEMIP | European
Commision (2019)
https://op.europa.eu/en/publication-detail/-/publication/9590cdee-cd30-11e9-
992f-01aa75ed71a1/language-en
3. Future of wind | IRENA (2019)
https://www.irena.org/-
/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2019/Oct/IRENA_Future_of_wind_201
9.pdf
4. Wind Energy Technology market report | European Commission (2019)
https://publications.jrc.ec.europa.eu/repository/handle/JRC118314
5. Offshore Wind Outlook | IEA (2019)
https://www.iea.org/reports/offshore-wind-outlook-2019
6. Renewable energy market update. Outlook for 2020 and 2021 | IEA (2020)
https://iea.blob.core.windows.net/assets/9ee2be30-de3f-4507-940c-
ae4726c78845/Renewable_Energy_Market_Update.pdf
7. Global Offshore Wind Report | World Forum Offshore Wind (2020)
https://wfo-global.org/wp-content/uploads/2021/09/WFO_Global-Offshore-
Wind-Report-2020.pdf
8. Global Wind Workforce Outlook 2021-2025
https://www.globalwindsafety.org/statistics/global-wind-workforce-forecast-
2021-2025
9. Global Offshore Wind Report | World Forum Offshore Wind (2021)
https://wfo-global.org/wp-content/uploads/2021/10/WFO_Global-Offshore-
Wind-Report-HY1_2021.pdf
10. Offshore Wind in Europe Key trends and statistics | WindEurope (2021)
https://proceedings.windeurope.org/biplatform/rails/active_storage/blobs/redire
ct/eyJfcmFpbHMiOnsibWVzc2FnZSI6IkJBaHBBb3dDIiwiZXhwIjpudWxsLCJwdXI
iOiJibG9iX2lkIn19--
1350a250915b717a40bd3dab512bd2e1369325f4/windeurope-offshore-wind-
in-europe-2020-webinar-presentation.pdf
11. Tracking the Impacts of Innovation: Offshore wind as a case study | IRENA (2021)
https://www.irena.org/-
/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2021/Jun/IRENA_Impacts_Innovation_
2021.pdf
12. Wind energy in Europe 2021 Statistics and the outlook for 2022-2026 |
WindEurope (2022)

-- 15 of 16 --

16
https://windeurope.org/intelligence-platform/product/wind-energy-in-europe-
2021-statistics-and-the-outlook-for-2022-2026/
13. Global Offshore Wind Report | World Forum Offshore Wind (2022)
https://wfo-global.org/wp-content/uploads/2023/03/WFO_Global-Offshore-
Wind-Report-2022.pdf
14. Offshore Wind Energy Patent insight report | IRENA (2023)
https://www.irena.org/-
/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2023/Nov/EPO_IRENA_Offshore_wind
_patent_insight_report_2023.pdf
15. Offshore wind energy 2023 mid-year statistics | WindEurope (2023)
https://energiaestrategica.es/wp-content/uploads/2023/08/2023-WindEurope-
Offshore-Wind-Statistics-Final.pdf
16. Global Wind Report | GWEC (2024)
https://img.saurenergy.com/2024/05/gwr-2024_digital-version_final-1-
compressed.pdf

-- 16 of 16 --