Interpelacja nr 9751
Interpelacja w sprawie pogłębiających się problemów branży odnawialnych źródeł energii, w szczególności farm fotowoltaicznych, w Polsce
Zgłaszający:
•
Adresat:
Klimat, Energia i Środowisko (100%)
Infrastruktura i Transport (55%)
Podatki i Finanse (30%)
Treść wystąpienia poselskiego
Interpelacja w sprawie pogłębiających się problemów branży odnawialnych źródeł energii, w szczególności farm fotowoltaicznych, w Polsce
Interpelacja nr 9751
do ministra klimatu i środowiska
w sprawie pogłębiających się problemów branży odnawialnych źródeł energii, w szczególności farm fotowoltaicznych, w Polsce
Zgłaszający: Krystyna Sibińska
Data wpływu: 07-05-2025
W ostatnim czasie można zaobserwować coraz częstsze przypadki wyłączenia instalacji OZE przez operatorów systemu elektroenergetycznego, co negatywnie wpływa na producentów zielonej energii. Zjawisku temu towarzyszą ujemne ceny energii elektrycznej odnotowywane na Rynku Dnia Następnego (RDN). Powyższe problemy rodzą obawy o opłacalność inwestycji w OZE w Polsce oraz wymagają pilnych działań ze strony Ministerstwa Klimatu i Środowiska.
Poniżej przedstawiam stan faktyczny uzasadniający niniejszą interpelację.
Narastający problem wyłączeń farm fotowoltaicznych przez operatorów
Operator krajowego systemu przesyłowego PSE oraz operatorzy sieci dystrybucyjnych coraz częściej wydają polecenia redukcji generacji ze źródeł OZE, w szczególności z farm fotowoltaicznych. Dzieje się tak w sytuacjach nadpodaży energii, gdy podaż z OZE przewyższa zapotrzebowanie i brakuje innych narzędzi zbilansowania systemu. W praktyce oznacza to czasowe wyłączanie części mocy farm słonecznych (tzw. nierynkowe redysponowanie OZE), aby utrzymać stabilność sieci. O ile przepisy pozwalają poszkodowanym wytwórcom ubiegać się o rekompensaty finansowe za niewyprodukowaną energię, to jednak częste wyłączenia powodują straty finansowe (utratę przychodów ze sprzedaży energii) oraz zwiększają ryzyko inwestycyjne. Producenci energii z OZE sygnalizują, że brak możliwości sprzedaży wytworzonej energii i nieprzewidywalność wyłączeń podważa opłacalność prowadzenia działalności w tym sektorze. Taka sytuacja zmniejsza motywację do dalszych inwestycji w OZE i zagraża realizacji wyznaczonych celów energetyczno-klimatycznych.
Skala zjawiska w 2024 r. i w 2025 r. (do maja)
Dostępne dane wskazują na gwałtowny wzrost częstotliwości i skali ograniczeń farm fotowoltaicznych w ostatnim okresie. Dla porównania, w 2023 r. łączna ilość energii słonecznej, której wytwarzanie musiało zostać ograniczone, wyniosła ok. 40 GWh. Tymczasem od początku 2024 r. nastąpił drastyczny przyrost wyłączeń – do połowy maja 2024 r. łączny wolumen wymuszonej redukcji energii z PV przekroczył 350 GWh. Również liczba interwencji operatorskich znacząco wzrosła, np. operator Tauron Dystrybucja w 2024 r. (do 31 maja) realizował polecenia wyłączenia OZE 28 razy, podczas gdy w całym 2023 r. tylko 4 razy. Szczególnie trudna sytuacja wystąpiła wiosną 2025 r. – w marcu 2025 r. PSE aż przez 18 dni musiało aktywować redukcje mocy OZE, odłączając w sumie ok. 103,2 GWh energii z OZE (co jest dwukrotnie większą wartością niż w marcu 2024 r.). Towarzyszył temu znaczny spadek cen giełdowych, włącznie z występowaniem cen ujemnych. Ujemne ceny energii elektrycznej na krajowym rynku hurtowym stają się zjawiskiem coraz częstszym. Dla porównania w 2024 r. odnotowano 199 godzin z cenami ujemnymi, podczas gdy w pierwszym kwartale 2025 r. już 67 godzin.
Problem nasilił się – w 2024 r. ujemne ceny pojawiały się głównie w słoneczne dni weekendowe lub świąteczne (gdy zapotrzebowanie na moc jest niższe), jednak w roku 2025 występowanie tego zjawiska stało się częstsze i bardziej rozproszone także na dni robocze. Szczególnie długi okres ujemnych cen odnotowano 1 stycznia 2025 r., kiedy przez prawie 19 godzin obowiązywały ceny poniżej zera na TGE. Również w trakcie tegorocznej majówki (dni ok. 1–3 maja 2025 r.) w Polsce mieliśmy do czynienia z nadpodażą energii z OZE, co skutkowało ujemnymi cenami rzędu -123 zł/MWh w szczycie generacji i koniecznością ograniczania pracy farm fotowoltaicznych. Tak duża częstość ujemnych cen energii obrazuje systemowy charakter wyzwania – nadprodukcja energii ze słońca przy niewystarczającej elastyczności odbioru.
Opisane powyżej zjawiska mają bezpośredni wpływ na sytuację finansową firm inwestujących w odnawialne źródła. W godzinach, gdy ceny energii spadają poniżej zera, producenci nie tylko nie uzyskują przychodu, ale wręcz musieliby dopłacać do każdej wyprodukowanej megawatogodziny. Zgodnie z obowiązującymi przepisami wytwórcy OZE korzystający z systemu aukcyjnego nie otrzymują wsparcia (dopłaty) za energię wyprodukowaną w godzinach z cenami ujemnymi trwającymi co najmniej 6 kolejnych godzin. Oznacza to, że w razie dłuższych okresów ujemnych cen (co zdarzało się już wielokrotnie w 2024 i 2025 r.), nawet instalacje, którym przysługuje gwarantowana cena sprzedaży z aukcji, pozostają w tych godzinach bez przewidywanego przychodu. Ministerstwo Klimatu i Środowiska zauważa, że problem najbardziej dotyka właścicieli farm fotowoltaicznych, gdyż to nadprodukcja energii słonecznej w pogodnych godzinach południowych powoduje największe spadki cen. Pani Minister określiła to zjawisko wręcz jako „anomalię gospodarczą”, zwracając uwagę, iż część inwestorów, którzy wygrali aukcje OZE, wstrzymała budowę farm PV, oczekując poprawy sytuacji rynkowej, zaś już działające instalacje osiągają przychody znacznie niższe od planowanych. To bardzo niepokojący sygnał – grozi on zahamowaniem rozwoju sektora OZE w Polsce, jeśli inwestorzy zaczną masowo wycofywać się z realizacji projektów z powodu braku opłacalności.
Opisana wyżej problematyka ma wymiar europejski. Hiszpania – kraj o jednym z największych przyrostów mocy PV w ostatnich latach – doświadcza obecnie poważnego kryzysu ekonomicznego w sektorze farm słonecznych. Jak donoszą media, ponad 50 GW projektów fotowoltaicznych w Hiszpanii zostało wystawionych na sprzedaż po obniżonych cenach z powodu pogorszenia się ich rentowności. Głównym powodem jest znaczący spadek cen energii w godzinach najwyższej generacji słonecznej – średnia cena hurtowa energii w Hiszpanii w 2024 r. wyniosła ~63 EUR/MWh, lecz energia sprzedawana z fotowoltaiki uzyskiwała średnio jedynie ~35 EUR/MWh, zaś historyczne minimum odnotowano w kwietniu 2024 r., kiedy cena spadła do zaledwie 5,50 EUR/MWh. Tak niskie przychody nie pokrywają kosztów operacyjnych farm PV, co postawiło wielu inwestorów pod ścianą. W efekcie najwięksi gracze na rynku (m.in. Iberdrola, Endesa, Repsol, Shell i inni) wycofują się z części projektów – sprzedają udziały w istniejących farmach lub porzucają plany inwestycyjne. Branża przewiduje możliwość bankructw firm, a banki ograniczają finansowanie nowych przedsięwzięć. Przyczyną tego kryzysu – oprócz ogromnej podaży taniej energii słonecznej – jest również brak rozwiniętego systemu magazynowania energii oraz słaby wzrost popytu. Eksperci wskazują, że zapotrzebowanie na prąd w Hiszpanii utrzymuje się na poziomie z 2004 roku, a jednocześnie nastąpiła masowa rozbudowa mocy PV bez równoległego wdrożenia obiecanych przez rząd mechanizmów wsparcia (np. dotacji do magazynów energii). W rezultacie hiszpański rynek energii w godzinach południowych uległ załamaniu cenowemu, co podważyło opłacalność wielu inwestycji. Polska – choć różni się od Hiszpanii miksem energetycznym i poziomem nasłonecznienia – stoi przed podobnym wyzwaniem nadpodaży energii ze źródeł odnawialnych w określonych okresach. Już teraz obserwujemy zjawiska (wyłączenia OZE, ceny ujemne) analogiczne do tych, które doprowadziły do trudnej sytuacji w Hiszpanii. Należy zatem wyciągnąć wnioski z doświadczeń hiszpańskich, aby rodzimi inwestorzy nie stanęli przed koniecznością wyprzedaży aktywów z braku rentowności.
Opisane realia wskazują na pilną potrzebę usprawnienia mechanizmów bilansowania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) w warunkach rosnącego udziału OZE. Aktualnie, gdy występuje nadwyżka podaży energii (np. w słoneczne południe przy niskim obciążeniu), operator zmuszony jest do sięgania po środki ostateczne, jak redukcje generacji OZE. Trzeba podkreślić, że marnowanie wyprodukowanej zielonej energii przez wyłączenia farm nie jest ani ekonomicznie, ani środowiskowo pożądane – stanowi zaprzepaszczenie potencjału czystej energii. Reforma systemu bilansowania powinna zmierzać do zapewnienia większej elastyczności popytu i podaży. Konieczne są inwestycje w magazyny energii, które pozwolą gromadzić nadwyżki produkcji i wykorzystać je w godzinach szczytu zapotrzebowania. Niezbędne jest także szersze włączenie mechanizmów DSR (Demand Side Response) i dynamicznych taryf – tak aby odbiorcy energii (zwłaszcza przemysłowi, ale docelowo i gospodarstwa domowe) byli zachęcani do zwiększania zużycia w okresach nadpodaży (np. w południe w weekend). Ministerstwo Klimatu i Środowiska już podjęło pewne kroki w tym kierunku – od połowy 2024 r. wprowadzono możliwość taryf dynamicznych dla odbiorców, co oznacza, że teoretycznie także ujemne ceny mogłyby przekładać się na korzyści dla aktywnych odbiorców. Należy jednak intensywnie rozwijać to podejście (uregulować zasady i promować oferty z cenami zmiennymi w czasie rzeczywistym) oraz rozważyć mechanizmy wynagradzające konsumentów za zużycie energii w okresach nadwyżki. Równie ważna jest rozbudowa transgranicznych połączeń energetycznych i usprawnienie wymiany międzysystemowej – eksport nadmiarowej energii do sąsiednich krajów może stanowić wentyl bezpieczeństwa, zmniejszając potrzebę krajowych wyłączeń OZE. Podsumowując, elastyczne zarządzanie nadprodukcją energii wymaga kombinacji działań: zwiększenia zdolności magazynowania, uwolnienia popytu poprzez sygnały cenowe oraz modernizacji sieci (inteligentne systemy sterowania przepływami).
Równolegle należy przyjrzeć się systemowi wsparcia dla OZE. W warunkach częstszych cen ujemnych należy zabezpieczyć inwestorów przed nadmiernym ryzykiem utraty przychodów. Ministerstwo Klimatu i Środowiska już zapowiedziało pewne rozwiązania – Pani Minister informowała o umożliwieniu dodatkowego rozliczenia ujemnego salda dla wytwórców z farm PV, którzy wygrali aukcje OZE. Mechanizm ten (dobrowolny dla producentów) ma obowiązywać do końca 2027 r. i pozwolić na „wyłączenie” z rozliczeń aukcyjnych tej energii, która przypada na godziny z cenami ujemnymi (czyli de facto ochronę przed koniecznością zwracania dopłat aukcyjnych za te godziny). Takie rozwiązanie ma na celu ustabilizowanie przychodów właścicieli farm fotowoltaicznych, a jednocześnie ograniczenie generacji w momentach nadpodaży. Ponadto ministerstwo słusznie dostrzega potrzebę modyfikacji systemu aukcyjnego – planowane jest wprowadzenie kryteriów pozacenowych premiujących inwestycje istotne z punktu widzenia systemu (np. instalacje hybrydowe z magazynami energii, źródła sterowalne lub zapewniające inne usługi dla sieci). To dobry kierunek – należy wspierać te projekty OZE, które przyczyniają się do elastyczności systemu (przykładowo farmy fotowoltaiczne wyposażone w magazyny energii lub współpracujące z elektrowniami szczytowo-pompowymi). Sumarycznie reforma systemu bilansowania i wsparcia powinna iść w kierunku stworzenia warunków do dalszego bezpiecznego rozwoju OZE bez ryzyka masowego marnowania energii. Zgodnie z zasadami UE odłączanie źródeł OZE powinno być ostatecznością, a priorytetem – pełne wykorzystanie czystej energii. Wymaga to jednak nowych narzędzi regulacyjnych i infrastrukturalnych, za wdrożenie których odpowiada rząd.
Znaczenie nowelizacji ustawy wiatrakowej dla rozwoju OZE i zobowiązań klimatycznych
Pozytywnym sygnałem dla branży jest przeprowadzenie w bieżącej kadencji liberalizacji tzw. ustawy odległościowej (wiatrakowej). Rząd przyjął projekt nowelizacji, który znosi sztywną zasadę 10H i ustanawia minimalną odległość elektrowni wiatrowej od zabudowań na 500 metrów. Minister klimatu i środowiska określiła ten krok jako ważny element obniżania cen prądu i wsparcia rozwoju energetyki odnawialnej w Polsce. Odblokowanie inwestycji wiatrowych na lądzie może znacząco poprawić sytuację polskiego miksu energetycznego – farmy wiatrowe dostarczają energii głównie w innych okresach niż fotowoltaika (często wieczorami i zimą, gdy słońca brak), co ułatwi bilansowanie OZE jako całości. Według szacunków Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej poluzowanie ograniczeń lokalizacyjnych może pozwolić na budowę nawet dodatkowych ~10 GW mocy wiatrowych na lądzie w najbliższych latach. Byłby to ogromny zastrzyk zielonej energii – dla porównania obecnie (koniec 2024 r.) łączna zainstalowana moc OZE w Polsce to ok. 31,5 GW. Wzrost mocy wiatrowych, obok fotowoltaiki, jest kluczowy dla osiągnięcia celów klimatycznych i zobowiązań unijnych. Polska zobowiązała się m.in. do podniesienia udziału OZE w finalnym zużyciu energii (cele UE do 2030 r.) oraz redukcji emisji CO2 zgodnie z porozumieniem paryskim. Nowe farmy wiatrowe przyczynią się do dekarbonizacji sektora elektroenergetycznego, zmniejszą zależność od paliw kopalnych oraz pomogą wypełnić luki podażowe w okresach, gdy fotowoltaika nie produkuje (np. zimą). Należy podkreślić, że rozwój energetyki odnawialnej to nie tylko kwestia ekologii, ale i wymóg prawa unijnego – niewypełnienie krajowych celów OZE grozi karami finansowymi oraz utratą części funduszy UE. Nowelizacja „wiatrakowa” daje szansę na nadrobienie opóźnień w segmencie energetyki wiatrowej (który przez ostatnie ~6 lat był praktycznie zablokowany). Jednocześnie większa dywersyfikacja OZE (mix słońce + wiatr) powinna częściowo złagodzić problem nadpodaży w południe – gdy mocno świeci słońce, zwykle słabiej wieje wiatr, i odwrotnie, co może wyrównywać profil generacji. Niemniej nawet przy skokowym rozwoju farm wiatrowych konieczne będzie realizowanie wspomnianych wyżej działań towarzyszących (magazyny, sieci, zarządzanie popytem), aby w pełni wykorzystać potencjał taniej i czystej energii. Reasumując, nowelizacja ustawy wiatrakowej to krok w dobrą stronę, który – miejmy nadzieję – przełoży się na przyspieszenie transformacji energetycznej Polski oraz ułatwi dotrzymanie zobowiązań klimatycznych naszego kraju.
Podsumowując, branża OZE w Polsce stoi obecnie przed paradoksalnym problemem: moc zainstalowana rośnie tak szybko, że w określonych momentach krajowa sieć i rynek nie nadążają z jej absorpcją, co prowadzi do marnotrawstwa energii (wyłączeń farm) i spadków cen uderzających w producentów. Rząd musi pilnie zareagować poprzez zmiany regulacyjne i inwestycje towarzyszące, aby zapewnić dalszy zrównoważony rozwój OZE bez powstawania takich negatywnych skutków. Rozwiązania są znane: zwiększenie elastyczności systemu, wsparcie dla magazynów energii, mechanizmy zachęcające do konsumpcji nadwyżek oraz poprawa ram prawnych dla inwestorów (tak, by mieli pewność stabilnych warunków). Tylko wtedy Polska będzie mogła jednocześnie utrzymać tempo rozwoju odnawialnych źródeł i wypełnić swoje cele klimatyczne, nie narażając przy tym inwestorów na nieakceptowalne ryzyko.
W związku z powyższym zwracam się do Pani Minister z następującymi pytaniami:
1. Czy Ministerstwo Klimatu i Środowiska monitoruje skalę oraz skutki coraz częstszych wyłączeń farm fotowoltaicznych przez operatorów i jakie działania zamierza podjąć, aby ograniczyć te sytuacje oraz zabezpieczyć interesy przedsiębiorców produkujących energię z OZE?
2. Jakie dane posiada ministerstwo na temat liczby przypadków (dni/godzin) występowania ujemnych cen energii elektrycznej na RDN oraz wymuszonych wyłączeń elektrowni słonecznych w Polsce w roku 2024 oraz 2025 (styczeń–maj)? Proszę o przedstawienie porównania tych wielkości między 2024 a 2025 rokiem oraz o ocenę głównych przyczyn tak dynamicznego wzrostu nadpodaży energii w systemie. Czy ministerstwo przewiduje, że trend ten będzie się nasilać w kolejnych latach?
3. Czy planowane są zmiany lub reformy w obszarze bilansowania krajowego systemu energetycznego, które zwiększą jego elastyczność w obliczu rosnącego udziału OZE? Chodzi zwłaszcza o działania na rynku energii i mocy, np. czy rząd rozważa mechanizmy zachęcające do magazynowania energii, zwiększenia udziału DSR, wprowadzenia szerszych możliwości dynamicznego kształtowania popytu (dynamiczne taryfy) lub rozbudowy transgranicznych zdolności przesyłowych. Jakie kroki podejmie ministerstwo, aby pełniej wykorzystać nadwyżki energii z OZE, zamiast je tracić?
4. Jakie formy wsparcia dla inwestorów w OZE zamierza wprowadzić lub zmodyfikować ministerstwo, aby złagodzić negatywne skutki ujemnych cen energii i nierynkowych wyłączeń OZE dla ich przychodów? Proszę o informację, czy rozważane jest przedłużenie lub rozszerzenie mechanizmu rozliczania ujemnego salda dla instalacji OZE w systemie aukcyjnym, wprowadzenie zachęt do budowy magazynów energii przy instalacjach OZE lub inne instrumenty rekompensujące straty producentów (np. fundusz wyrównawczy, ubezpieczenia przychodów itp.). Jak ministerstwo ocenia skuteczność dotychczas ogłoszonych rozwiązań (jak wspomniana możliwość pominięcia energii wyprodukowanej w godzinach cen ujemnych przy rozliczeniu aukcyjnym) w stabilizowaniu sytuacji finansowej właścicieli farm fotowoltaicznych?
5. Czy ministerstwo analizuje doświadczenia Hiszpanii dotyczące kryzysu rentowności farm fotowoltaicznych i masowej wyprzedaży projektów PV? Jakie wnioski płyną dla Polski z przypadku hiszpańskiego, w którym nadpodaż energii słonecznej i brak odpowiednich regulacji wsparcia doprowadziły do załamania cen energii dla PV (do poziomów poniżej kosztów wytwarzania)? Czy resort klimatu podejmuje działania zapobiegające wystąpieniu podobnego scenariusza w Polsce – np. poprzez przyspieszenie prac nad systemami magazynowania energii, zmianę mechanizmów rynku energii lub dodatkowe zabezpieczenia dla inwestorów?
6. W jaki sposób nowelizacja tzw. ustawy wiatrakowej (ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych) zostanie wykorzystana jako szansa dla rozwoju OZE i wypełnienia zobowiązań klimatycznych Polski? Ilu nowych inwestycji wiatrowych (oraz jakiego rzędu mocy zainstalowanej) spodziewa się ministerstwo w wyniku złagodzenia restrykcji odległościowych (500 m zamiast 10H)? Czy zostały przeprowadzone analizy, w jakim stopniu dodatkowe moce wiatrowe (np. wspomniane ~10 GW) przełożą się na zwiększenie udziału OZE w krajowym miksie energetycznym i redukcję emisji CO₂? Proszę również o informację, jakie działania towarzyszące są planowane, aby umożliwić szybkie i efektywne przyłączenie nowych farm wiatrowych do sieci. Czy przewidziano inwestycje sieciowe lub zmiany procedur, by uniknąć opóźnień i ograniczeń w przyłączaniu tych źródeł?
Interpelacja nr 9751
do ministra klimatu i środowiska
w sprawie pogłębiających się problemów branży odnawialnych źródeł energii, w szczególności farm fotowoltaicznych, w Polsce
Zgłaszający: Krystyna Sibińska
Data wpływu: 07-05-2025
W ostatnim czasie można zaobserwować coraz częstsze przypadki wyłączenia instalacji OZE przez operatorów systemu elektroenergetycznego, co negatywnie wpływa na producentów zielonej energii. Zjawisku temu towarzyszą ujemne ceny energii elektrycznej odnotowywane na Rynku Dnia Następnego (RDN). Powyższe problemy rodzą obawy o opłacalność inwestycji w OZE w Polsce oraz wymagają pilnych działań ze strony Ministerstwa Klimatu i Środowiska.
Poniżej przedstawiam stan faktyczny uzasadniający niniejszą interpelację.
Narastający problem wyłączeń farm fotowoltaicznych przez operatorów
Operator krajowego systemu przesyłowego PSE oraz operatorzy sieci dystrybucyjnych coraz częściej wydają polecenia redukcji generacji ze źródeł OZE, w szczególności z farm fotowoltaicznych. Dzieje się tak w sytuacjach nadpodaży energii, gdy podaż z OZE przewyższa zapotrzebowanie i brakuje innych narzędzi zbilansowania systemu. W praktyce oznacza to czasowe wyłączanie części mocy farm słonecznych (tzw. nierynkowe redysponowanie OZE), aby utrzymać stabilność sieci. O ile przepisy pozwalają poszkodowanym wytwórcom ubiegać się o rekompensaty finansowe za niewyprodukowaną energię, to jednak częste wyłączenia powodują straty finansowe (utratę przychodów ze sprzedaży energii) oraz zwiększają ryzyko inwestycyjne. Producenci energii z OZE sygnalizują, że brak możliwości sprzedaży wytworzonej energii i nieprzewidywalność wyłączeń podważa opłacalność prowadzenia działalności w tym sektorze. Taka sytuacja zmniejsza motywację do dalszych inwestycji w OZE i zagraża realizacji wyznaczonych celów energetyczno-klimatycznych.
Skala zjawiska w 2024 r. i w 2025 r. (do maja)
Dostępne dane wskazują na gwałtowny wzrost częstotliwości i skali ograniczeń farm fotowoltaicznych w ostatnim okresie. Dla porównania, w 2023 r. łączna ilość energii słonecznej, której wytwarzanie musiało zostać ograniczone, wyniosła ok. 40 GWh. Tymczasem od początku 2024 r. nastąpił drastyczny przyrost wyłączeń – do połowy maja 2024 r. łączny wolumen wymuszonej redukcji energii z PV przekroczył 350 GWh. Również liczba interwencji operatorskich znacząco wzrosła, np. operator Tauron Dystrybucja w 2024 r. (do 31 maja) realizował polecenia wyłączenia OZE 28 razy, podczas gdy w całym 2023 r. tylko 4 razy. Szczególnie trudna sytuacja wystąpiła wiosną 2025 r. – w marcu 2025 r. PSE aż przez 18 dni musiało aktywować redukcje mocy OZE, odłączając w sumie ok. 103,2 GWh energii z OZE (co jest dwukrotnie większą wartością niż w marcu 2024 r.). Towarzyszył temu znaczny spadek cen giełdowych, włącznie z występowaniem cen ujemnych. Ujemne ceny energii elektrycznej na krajowym rynku hurtowym stają się zjawiskiem coraz częstszym. Dla porównania w 2024 r. odnotowano 199 godzin z cenami ujemnymi, podczas gdy w pierwszym kwartale 2025 r. już 67 godzin.
Problem nasilił się – w 2024 r. ujemne ceny pojawiały się głównie w słoneczne dni weekendowe lub świąteczne (gdy zapotrzebowanie na moc jest niższe), jednak w roku 2025 występowanie tego zjawiska stało się częstsze i bardziej rozproszone także na dni robocze. Szczególnie długi okres ujemnych cen odnotowano 1 stycznia 2025 r., kiedy przez prawie 19 godzin obowiązywały ceny poniżej zera na TGE. Również w trakcie tegorocznej majówki (dni ok. 1–3 maja 2025 r.) w Polsce mieliśmy do czynienia z nadpodażą energii z OZE, co skutkowało ujemnymi cenami rzędu -123 zł/MWh w szczycie generacji i koniecznością ograniczania pracy farm fotowoltaicznych. Tak duża częstość ujemnych cen energii obrazuje systemowy charakter wyzwania – nadprodukcja energii ze słońca przy niewystarczającej elastyczności odbioru.
Opisane powyżej zjawiska mają bezpośredni wpływ na sytuację finansową firm inwestujących w odnawialne źródła. W godzinach, gdy ceny energii spadają poniżej zera, producenci nie tylko nie uzyskują przychodu, ale wręcz musieliby dopłacać do każdej wyprodukowanej megawatogodziny. Zgodnie z obowiązującymi przepisami wytwórcy OZE korzystający z systemu aukcyjnego nie otrzymują wsparcia (dopłaty) za energię wyprodukowaną w godzinach z cenami ujemnymi trwającymi co najmniej 6 kolejnych godzin. Oznacza to, że w razie dłuższych okresów ujemnych cen (co zdarzało się już wielokrotnie w 2024 i 2025 r.), nawet instalacje, którym przysługuje gwarantowana cena sprzedaży z aukcji, pozostają w tych godzinach bez przewidywanego przychodu. Ministerstwo Klimatu i Środowiska zauważa, że problem najbardziej dotyka właścicieli farm fotowoltaicznych, gdyż to nadprodukcja energii słonecznej w pogodnych godzinach południowych powoduje największe spadki cen. Pani Minister określiła to zjawisko wręcz jako „anomalię gospodarczą”, zwracając uwagę, iż część inwestorów, którzy wygrali aukcje OZE, wstrzymała budowę farm PV, oczekując poprawy sytuacji rynkowej, zaś już działające instalacje osiągają przychody znacznie niższe od planowanych. To bardzo niepokojący sygnał – grozi on zahamowaniem rozwoju sektora OZE w Polsce, jeśli inwestorzy zaczną masowo wycofywać się z realizacji projektów z powodu braku opłacalności.
Opisana wyżej problematyka ma wymiar europejski. Hiszpania – kraj o jednym z największych przyrostów mocy PV w ostatnich latach – doświadcza obecnie poważnego kryzysu ekonomicznego w sektorze farm słonecznych. Jak donoszą media, ponad 50 GW projektów fotowoltaicznych w Hiszpanii zostało wystawionych na sprzedaż po obniżonych cenach z powodu pogorszenia się ich rentowności. Głównym powodem jest znaczący spadek cen energii w godzinach najwyższej generacji słonecznej – średnia cena hurtowa energii w Hiszpanii w 2024 r. wyniosła ~63 EUR/MWh, lecz energia sprzedawana z fotowoltaiki uzyskiwała średnio jedynie ~35 EUR/MWh, zaś historyczne minimum odnotowano w kwietniu 2024 r., kiedy cena spadła do zaledwie 5,50 EUR/MWh. Tak niskie przychody nie pokrywają kosztów operacyjnych farm PV, co postawiło wielu inwestorów pod ścianą. W efekcie najwięksi gracze na rynku (m.in. Iberdrola, Endesa, Repsol, Shell i inni) wycofują się z części projektów – sprzedają udziały w istniejących farmach lub porzucają plany inwestycyjne. Branża przewiduje możliwość bankructw firm, a banki ograniczają finansowanie nowych przedsięwzięć. Przyczyną tego kryzysu – oprócz ogromnej podaży taniej energii słonecznej – jest również brak rozwiniętego systemu magazynowania energii oraz słaby wzrost popytu. Eksperci wskazują, że zapotrzebowanie na prąd w Hiszpanii utrzymuje się na poziomie z 2004 roku, a jednocześnie nastąpiła masowa rozbudowa mocy PV bez równoległego wdrożenia obiecanych przez rząd mechanizmów wsparcia (np. dotacji do magazynów energii). W rezultacie hiszpański rynek energii w godzinach południowych uległ załamaniu cenowemu, co podważyło opłacalność wielu inwestycji. Polska – choć różni się od Hiszpanii miksem energetycznym i poziomem nasłonecznienia – stoi przed podobnym wyzwaniem nadpodaży energii ze źródeł odnawialnych w określonych okresach. Już teraz obserwujemy zjawiska (wyłączenia OZE, ceny ujemne) analogiczne do tych, które doprowadziły do trudnej sytuacji w Hiszpanii. Należy zatem wyciągnąć wnioski z doświadczeń hiszpańskich, aby rodzimi inwestorzy nie stanęli przed koniecznością wyprzedaży aktywów z braku rentowności.
Opisane realia wskazują na pilną potrzebę usprawnienia mechanizmów bilansowania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) w warunkach rosnącego udziału OZE. Aktualnie, gdy występuje nadwyżka podaży energii (np. w słoneczne południe przy niskim obciążeniu), operator zmuszony jest do sięgania po środki ostateczne, jak redukcje generacji OZE. Trzeba podkreślić, że marnowanie wyprodukowanej zielonej energii przez wyłączenia farm nie jest ani ekonomicznie, ani środowiskowo pożądane – stanowi zaprzepaszczenie potencjału czystej energii. Reforma systemu bilansowania powinna zmierzać do zapewnienia większej elastyczności popytu i podaży. Konieczne są inwestycje w magazyny energii, które pozwolą gromadzić nadwyżki produkcji i wykorzystać je w godzinach szczytu zapotrzebowania. Niezbędne jest także szersze włączenie mechanizmów DSR (Demand Side Response) i dynamicznych taryf – tak aby odbiorcy energii (zwłaszcza przemysłowi, ale docelowo i gospodarstwa domowe) byli zachęcani do zwiększania zużycia w okresach nadpodaży (np. w południe w weekend). Ministerstwo Klimatu i Środowiska już podjęło pewne kroki w tym kierunku – od połowy 2024 r. wprowadzono możliwość taryf dynamicznych dla odbiorców, co oznacza, że teoretycznie także ujemne ceny mogłyby przekładać się na korzyści dla aktywnych odbiorców. Należy jednak intensywnie rozwijać to podejście (uregulować zasady i promować oferty z cenami zmiennymi w czasie rzeczywistym) oraz rozważyć mechanizmy wynagradzające konsumentów za zużycie energii w okresach nadwyżki. Równie ważna jest rozbudowa transgranicznych połączeń energetycznych i usprawnienie wymiany międzysystemowej – eksport nadmiarowej energii do sąsiednich krajów może stanowić wentyl bezpieczeństwa, zmniejszając potrzebę krajowych wyłączeń OZE. Podsumowując, elastyczne zarządzanie nadprodukcją energii wymaga kombinacji działań: zwiększenia zdolności magazynowania, uwolnienia popytu poprzez sygnały cenowe oraz modernizacji sieci (inteligentne systemy sterowania przepływami).
Równolegle należy przyjrzeć się systemowi wsparcia dla OZE. W warunkach częstszych cen ujemnych należy zabezpieczyć inwestorów przed nadmiernym ryzykiem utraty przychodów. Ministerstwo Klimatu i Środowiska już zapowiedziało pewne rozwiązania – Pani Minister informowała o umożliwieniu dodatkowego rozliczenia ujemnego salda dla wytwórców z farm PV, którzy wygrali aukcje OZE. Mechanizm ten (dobrowolny dla producentów) ma obowiązywać do końca 2027 r. i pozwolić na „wyłączenie” z rozliczeń aukcyjnych tej energii, która przypada na godziny z cenami ujemnymi (czyli de facto ochronę przed koniecznością zwracania dopłat aukcyjnych za te godziny). Takie rozwiązanie ma na celu ustabilizowanie przychodów właścicieli farm fotowoltaicznych, a jednocześnie ograniczenie generacji w momentach nadpodaży. Ponadto ministerstwo słusznie dostrzega potrzebę modyfikacji systemu aukcyjnego – planowane jest wprowadzenie kryteriów pozacenowych premiujących inwestycje istotne z punktu widzenia systemu (np. instalacje hybrydowe z magazynami energii, źródła sterowalne lub zapewniające inne usługi dla sieci). To dobry kierunek – należy wspierać te projekty OZE, które przyczyniają się do elastyczności systemu (przykładowo farmy fotowoltaiczne wyposażone w magazyny energii lub współpracujące z elektrowniami szczytowo-pompowymi). Sumarycznie reforma systemu bilansowania i wsparcia powinna iść w kierunku stworzenia warunków do dalszego bezpiecznego rozwoju OZE bez ryzyka masowego marnowania energii. Zgodnie z zasadami UE odłączanie źródeł OZE powinno być ostatecznością, a priorytetem – pełne wykorzystanie czystej energii. Wymaga to jednak nowych narzędzi regulacyjnych i infrastrukturalnych, za wdrożenie których odpowiada rząd.
Znaczenie nowelizacji ustawy wiatrakowej dla rozwoju OZE i zobowiązań klimatycznych
Pozytywnym sygnałem dla branży jest przeprowadzenie w bieżącej kadencji liberalizacji tzw. ustawy odległościowej (wiatrakowej). Rząd przyjął projekt nowelizacji, który znosi sztywną zasadę 10H i ustanawia minimalną odległość elektrowni wiatrowej od zabudowań na 500 metrów. Minister klimatu i środowiska określiła ten krok jako ważny element obniżania cen prądu i wsparcia rozwoju energetyki odnawialnej w Polsce. Odblokowanie inwestycji wiatrowych na lądzie może znacząco poprawić sytuację polskiego miksu energetycznego – farmy wiatrowe dostarczają energii głównie w innych okresach niż fotowoltaika (często wieczorami i zimą, gdy słońca brak), co ułatwi bilansowanie OZE jako całości. Według szacunków Polskiego Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej poluzowanie ograniczeń lokalizacyjnych może pozwolić na budowę nawet dodatkowych ~10 GW mocy wiatrowych na lądzie w najbliższych latach. Byłby to ogromny zastrzyk zielonej energii – dla porównania obecnie (koniec 2024 r.) łączna zainstalowana moc OZE w Polsce to ok. 31,5 GW. Wzrost mocy wiatrowych, obok fotowoltaiki, jest kluczowy dla osiągnięcia celów klimatycznych i zobowiązań unijnych. Polska zobowiązała się m.in. do podniesienia udziału OZE w finalnym zużyciu energii (cele UE do 2030 r.) oraz redukcji emisji CO2 zgodnie z porozumieniem paryskim. Nowe farmy wiatrowe przyczynią się do dekarbonizacji sektora elektroenergetycznego, zmniejszą zależność od paliw kopalnych oraz pomogą wypełnić luki podażowe w okresach, gdy fotowoltaika nie produkuje (np. zimą). Należy podkreślić, że rozwój energetyki odnawialnej to nie tylko kwestia ekologii, ale i wymóg prawa unijnego – niewypełnienie krajowych celów OZE grozi karami finansowymi oraz utratą części funduszy UE. Nowelizacja „wiatrakowa” daje szansę na nadrobienie opóźnień w segmencie energetyki wiatrowej (który przez ostatnie ~6 lat był praktycznie zablokowany). Jednocześnie większa dywersyfikacja OZE (mix słońce + wiatr) powinna częściowo złagodzić problem nadpodaży w południe – gdy mocno świeci słońce, zwykle słabiej wieje wiatr, i odwrotnie, co może wyrównywać profil generacji. Niemniej nawet przy skokowym rozwoju farm wiatrowych konieczne będzie realizowanie wspomnianych wyżej działań towarzyszących (magazyny, sieci, zarządzanie popytem), aby w pełni wykorzystać potencjał taniej i czystej energii. Reasumując, nowelizacja ustawy wiatrakowej to krok w dobrą stronę, który – miejmy nadzieję – przełoży się na przyspieszenie transformacji energetycznej Polski oraz ułatwi dotrzymanie zobowiązań klimatycznych naszego kraju.
Podsumowując, branża OZE w Polsce stoi obecnie przed paradoksalnym problemem: moc zainstalowana rośnie tak szybko, że w określonych momentach krajowa sieć i rynek nie nadążają z jej absorpcją, co prowadzi do marnotrawstwa energii (wyłączeń farm) i spadków cen uderzających w producentów. Rząd musi pilnie zareagować poprzez zmiany regulacyjne i inwestycje towarzyszące, aby zapewnić dalszy zrównoważony rozwój OZE bez powstawania takich negatywnych skutków. Rozwiązania są znane: zwiększenie elastyczności systemu, wsparcie dla magazynów energii, mechanizmy zachęcające do konsumpcji nadwyżek oraz poprawa ram prawnych dla inwestorów (tak, by mieli pewność stabilnych warunków). Tylko wtedy Polska będzie mogła jednocześnie utrzymać tempo rozwoju odnawialnych źródeł i wypełnić swoje cele klimatyczne, nie narażając przy tym inwestorów na nieakceptowalne ryzyko.
W związku z powyższym zwracam się do Pani Minister z następującymi pytaniami:
1. Czy Ministerstwo Klimatu i Środowiska monitoruje skalę oraz skutki coraz częstszych wyłączeń farm fotowoltaicznych przez operatorów i jakie działania zamierza podjąć, aby ograniczyć te sytuacje oraz zabezpieczyć interesy przedsiębiorców produkujących energię z OZE?
2. Jakie dane posiada ministerstwo na temat liczby przypadków (dni/godzin) występowania ujemnych cen energii elektrycznej na RDN oraz wymuszonych wyłączeń elektrowni słonecznych w Polsce w roku 2024 oraz 2025 (styczeń–maj)? Proszę o przedstawienie porównania tych wielkości między 2024 a 2025 rokiem oraz o ocenę głównych przyczyn tak dynamicznego wzrostu nadpodaży energii w systemie. Czy ministerstwo przewiduje, że trend ten będzie się nasilać w kolejnych latach?
3. Czy planowane są zmiany lub reformy w obszarze bilansowania krajowego systemu energetycznego, które zwiększą jego elastyczność w obliczu rosnącego udziału OZE? Chodzi zwłaszcza o działania na rynku energii i mocy, np. czy rząd rozważa mechanizmy zachęcające do magazynowania energii, zwiększenia udziału DSR, wprowadzenia szerszych możliwości dynamicznego kształtowania popytu (dynamiczne taryfy) lub rozbudowy transgranicznych zdolności przesyłowych. Jakie kroki podejmie ministerstwo, aby pełniej wykorzystać nadwyżki energii z OZE, zamiast je tracić?
4. Jakie formy wsparcia dla inwestorów w OZE zamierza wprowadzić lub zmodyfikować ministerstwo, aby złagodzić negatywne skutki ujemnych cen energii i nierynkowych wyłączeń OZE dla ich przychodów? Proszę o informację, czy rozważane jest przedłużenie lub rozszerzenie mechanizmu rozliczania ujemnego salda dla instalacji OZE w systemie aukcyjnym, wprowadzenie zachęt do budowy magazynów energii przy instalacjach OZE lub inne instrumenty rekompensujące straty producentów (np. fundusz wyrównawczy, ubezpieczenia przychodów itp.). Jak ministerstwo ocenia skuteczność dotychczas ogłoszonych rozwiązań (jak wspomniana możliwość pominięcia energii wyprodukowanej w godzinach cen ujemnych przy rozliczeniu aukcyjnym) w stabilizowaniu sytuacji finansowej właścicieli farm fotowoltaicznych?
5. Czy ministerstwo analizuje doświadczenia Hiszpanii dotyczące kryzysu rentowności farm fotowoltaicznych i masowej wyprzedaży projektów PV? Jakie wnioski płyną dla Polski z przypadku hiszpańskiego, w którym nadpodaż energii słonecznej i brak odpowiednich regulacji wsparcia doprowadziły do załamania cen energii dla PV (do poziomów poniżej kosztów wytwarzania)? Czy resort klimatu podejmuje działania zapobiegające wystąpieniu podobnego scenariusza w Polsce – np. poprzez przyspieszenie prac nad systemami magazynowania energii, zmianę mechanizmów rynku energii lub dodatkowe zabezpieczenia dla inwestorów?
6. W jaki sposób nowelizacja tzw. ustawy wiatrakowej (ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych) zostanie wykorzystana jako szansa dla rozwoju OZE i wypełnienia zobowiązań klimatycznych Polski? Ilu nowych inwestycji wiatrowych (oraz jakiego rzędu mocy zainstalowanej) spodziewa się ministerstwo w wyniku złagodzenia restrykcji odległościowych (500 m zamiast 10H)? Czy zostały przeprowadzone analizy, w jakim stopniu dodatkowe moce wiatrowe (np. wspomniane ~10 GW) przełożą się na zwiększenie udziału OZE w krajowym miksie energetycznym i redukcję emisji CO₂? Proszę również o informację, jakie działania towarzyszące są planowane, aby umożliwić szybkie i efektywne przyłączenie nowych farm wiatrowych do sieci. Czy przewidziano inwestycje sieciowe lub zmiany procedur, by uniknąć opóźnień i ograniczeń w przyłączaniu tych źródeł?
Odpowiedź urzędowa
Podsekretarz stanu Miłosz Motyka
Audyt odpowiedzi: Wskaźnik lania wody & konkretności
Bardzo konkretna
Automatyczna analiza lingwistyczno-statystyczna pisma resortu
Lanie wody
13%
Konkretność
87%
Odpowiedź wysoce rzeczowa – zawiera liczne dane twarde, kwoty, daty lub bezpośrednie odniesienie do zadanych pytań.
Twarde liczby / kwoty
2 kwot, 3 %
Precyzyjne daty
12
Odpowiedź na punkty
✓ Tak (Ad 1, Pkt...)
Gęstość faktów
2.2 / 1k zn.
- Zawiera 2 wskazania konkretnych kwot finansowych
- Podaje wskaźniki procentowe (3)
- Wymienia precyzyjne daty lub terminy (12)
- Resort odnosi się punkt po punkcie do pytań posła
Urzędowe załączniki i odpowiedzi:
Pełna treść wyekstrahowana z załącznika PDF (odpowiedź urzędowa)
29994 znaków
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.050.15.2025.PK
3797325.15505868.12540678
Warszawa, 18-07-2025
Pan
Szymon Hołownia
Marszałek Sejmu Rzeczypospolitej Polskiej
Szanowny Panie Marszałku,
w odpowiedzi na interpelację Posłanki Krystyny Sibińskiej sprawie pogłębiających się
problemów branży odnawialnych źródeł energii, w szczególności farm fotowoltaicznych
w Polsce, nr K10INT9751 przekazuję następujące wyjaśnienia.
1. Czy Ministerstwo Klimatu i Środowiska monitoruje skalę oraz skutki coraz częstszych wyłączeń
farm fotowoltaicznych przez operatorów i jakie działania zamierza podjąć, aby ograniczyć te
sytuacje oraz zabezpieczyć interesy przedsiębiorców produkujących energię z OZE?
Podmiotem właściwym w zakresie nierynkowego redysponowania jest operator systemu
przesyłowego - Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. (dalej OSP) – która odpowiada za
bezpieczne funkcjonowanie systemu elektroenergetycznego. OSP wydaje polecenia
redysponowania nierynkowego instalacji OZE przyłączonych do sieci OSP lub wydaje
polecenia operatorom systemów dystrybucyjnych (dalej OSD), aby dokonali
redysponowania nierynkowego jednostek OZE w swojej sieci, gdy jest to niezbędne dla
zapewnienia jego bezpiecznej pracy. Polecenia nierynkowego redysponowania mogą być
również wydawane przez OSD do instalacji OZE przyłączonych do sieci OSD.
Informacje dotyczące redysponowania nierynkowego są dostępne pod adresem:
https://www.pse.pl/redysponowanie-nierynkowe. Dane analityczne o redysponowaniu
nierynkowym są dostępne pod adresem https://raporty.pse.pl, w zakładce Funkcjonowanie
KSE - Plan pracy KSE – Nierynkowe redysponowanie źródeł OZE.
Ponadto operatorzy systemów elektroenergetycznych zgodnie z art. w art. 9c ust. 7q
ustawy - Prawo energetyczne1 (dalej UPE) przekazują co roku w terminie do 1 marca do
Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (dalej Prezes URE) informacje dotyczące
redysponowania nierynkowego. Dlatego też, Prezes URE, w związku ze zgłaszanymi
skargami na nadmierne ograniczanie mocy elektrowni fotowoltaicznych, podjął decyzję o
przeanalizowaniu zjawiska redysponowania nierynkowego. W ramach prowadzonej analizy
pozyskiwane są obecnie dane na ten temat od operatorów.
Zgodnie z informacjami przedstawionymi przez OSP na spotkaniu2 on-line w dniu 23 maja
2025 r. dotyczącym nierynkowego redysponowania źródeł OZE dla potrzeb bilansowania
KSE, wynika, że OSP również rozumie skalę problemu i rozpoczął działania w celu jego
rozwiązania. W ostatnim czasie wprowadził lub ogłosił plany wprowadzenia modyfikacji
reguł nierynkowego redysponowania oraz zasad ustalania i rozliczeń rekompensat za
nierynkowe redysponowanie. Planowane zmiany mają zwiększyć stopień proporcjonalności
mechanizmów nierynkowego redysponowania poprzez zastosowanie nadążnego
1 Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (Dz. U. z 2024 r. poz. 266, z późn. zm.)
2 Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A., Nierynkowe redysponowanie źródłami OZE dla potrzeb bilansowania KSE
– nagranie i prezentacja, dostęp:[27.06.2025 r.].
-- 1 of 8 --
2
monitorowania historii wydawania poleceń redukcji dla danego obiektu redukcji. Oznacza
to, że w procesie doboru jednostek wytwórczych do redysponowania będą uwzględniane
wydane wcześniej polecenia redukcji dla danej jednostki wytwórczej. W zakresie
rekompensat za nierynkowe redysponowanie OSP planuje wprowadzić zmiany mające na
celu uproszczenie i zwiększenie dokładności oraz rozwój narzędzi informatycznych
wspierających rozliczanie nierynkowego redysponowania.
MKiŚ analizuje na bieżąco dostępne mechanizmy, które mają na celu zwiększenie
elastyczności systemu elektroenergetycznego. Elastyczność to zdolność uczestników rynku
(wytwórców oraz odbiorców) do dostosowywania swojego profilu wytwarzania lub poboru
energii elektrycznej do zmieniających się warunków podaży i popytu energii. Elastyczność
systemu elektroenergetycznego jest kluczowa dla transformacji energetycznej w kontekście
rosnącego udziału w systemie elektroenergetycznym energii wytwarzanej przez OZE.
W tym celu, w szczególności analizowane są możliwości w zakresie tzw. odpowiedzi
odbioru (DSR) oraz zwiększenia udziału magazynów energii w systemie
elektroenergetycznym.
Ponadto w ramach procedowanego projektu UC843 przygotowuje szeroką reformę
w zakresie przyłączeń do sieci elektroenergetycznych. Projektowane zmiany są
rozwiązaniem m.in. problemu spekulacyjnego blokowania mocy przyłączeniowych. Wśród
rozwiązań przewidziano m.in. wprowadzenie do umów o przyłączenie obowiązku realizacji
kamieni milowych realizacji inwestycji (brak realizacji skutkować będzie rozwiązaniem
umowy), czy też racjonalizacja i modyfikacja opłat w zakresie przyłączeń. Proponowane w
UC84 zmiany przyczynią się do przyspieszenia procesu transformacji energetycznej
i zwiększenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Proces przyłączeniowy będzie
sprawniejszy, bardziej przejrzysty i mniej podatny na działania spekulacyjne. Pozwoli to na
wykorzystanie istniejącej sieci elektroenergetycznej w bardziej optymalny sposób, co
pozwoli na zwiększenie wykorzystania energii generowanej z OZE w KSE.
MKiŚ odnotowuje wyzwania, z jakimi mierzą się wytwórcy energii elektrycznej z OZE
w kontekście dynamicznego rozwoju sektora OZE i jego wpływu na funkcjonowanie rynku
energii elektrycznej, dlatego pozostaje w kontakcie z przedstawicielami sektora energetyki
oraz podejmuje aktywne działania mające na celu zwiększenie wykorzystania energii
elektrycznej wytwarzanej przez OZE i ich lepszej integracji z systemem
elektroenergetycznym przy jednoczesnym zapewnieniu realizacji podstawowych celów
jakimi są: bezpieczeństwo energetyczne i transformacja energetyczna w kierunku
niskoemisyjności.
2. Jakie dane posiada Ministerstwo na temat liczby przypadków (dni/godzin) występowania
ujemnych cen energii elektrycznej na RDN oraz wymuszonych wyłączeń elektrowni słonecznych
w Polsce w roku 2024 oraz 2025 (styczeń–maj)? Proszę o przedstawienie porównania tych
wielkości między 2024 a 2025 rokiem oraz o ocenę głównych przyczyn tak dynamicznego
wzrostu nadpodaży energii w systemie. Czy Ministerstwo przewiduje, że trend ten będzie się
nasilać w kolejnych latach?
Należy wskazać, że dane dotyczące cen energii elektrycznej na rynku dnia następnego (dalej
RDN) dostępne są na stronie internetowej Towarowej Giełdy Energii (dalej TGE) pod
adresem https://www.tge.pl/energia-elektryczna-rdn.
W poniższej tabeli przedstawiono dane dotyczące poleceń nierynkowego redysponowania
wydanych przez OSP dla instalacji fotowoltaicznych ze względów bilansowych i sieciowych
za lata 2023-2025 r.
3 Rządowe Centrum Legislacji, Projekt Ustawy o zmianie ustawy – Prawo Energetyczne oraz niektórych innych
ustaw, dostęp [02.07.2025 r.].
-- 2 of 8 --
3
Redysponowanie instalacji PV w okresie 2023 - 2025 r. (do 26 maja)
Rok Liczba dni, w których wydano
polecenie redysponowania
Redysponowanie
ze względów
bilansowych [GW]
Redysponowanie
ze względów
sieciowych [GW]
Łączna wielkość
redysponowania [GW]
2023 4 162,07 0 162,07
2024 67 2380,67 8,38 2389,06
2025 68 1897,45 12,11 1909,56
Należy jednak podkreślić, że dane o poleceniach redukcji OZE podlegają weryfikacji w trakcie
procesu rozliczeń redysponowania nierynkowego OZE. Tym samym powyższe dane nie są
ostatecznymi i mogą różnić się od danych po ostatecznym rozliczeniu i potwierdzeniu.
Odnosząc się do kwestii dynamicznego wzrostu nadpodaży energii elektrycznej w KSE
i związanym z tym konieczności stosowania mechanizmu nierynkowego redysponowania
instalacji PV przez OSP, należy wskazać, że w normalnych warunkach funkcjonowania rynku
energii elektrycznej uczestnicy rynku w ramach swoich działań podejmowanych na
hurtowym rynku energii elektrycznej powinni dążyć do zbilansowania swoich portfeli
zakupowo-sprzedażowych. Niespełnienie tego warunku powoduje, że OSP jest zmuszony
do stosowania środków nadzwyczajnych w postaci redysponowania nierynkowego źródeł
OZE w celu zapewnienia bezpieczeństwa pracy KSE.
Skala redysponowania narasta rok do roku ze względu na przyrost mocy zainstalowanej
instalacji OZE. Moc zainstalowana instalacji wiatrowych i PV na początku 2024 r. wynosiła
27 529,3 MW a na początku 2025 r. wynosiła 32 529,8 MW, co oznacza przyrost mocy o 5
000,5 MW, z czego w instalacjach PV przyrost mocy wyniósł 4 157,4 MW. Największy
przyrost mocy dotyczył instalacji PV przyłączonych do sieci niskiego i średniego napięcia i
wyniósł 3 479 MW.
3. Czy planowane są zmiany lub reformy w obszarze bilansowania krajowego systemu
energetycznego, które zwiększą jego elastyczność w obliczu rosnącego udziału OZE? Chodzi
zwłaszcza o działania na rynku energii i mocy – np. czy rząd rozważa mechanizmy zachęcające
do magazynowania energii, zwiększenia udziału DSR, wprowadzenia szerszych możliwości
dynamicznego kształtowania popytu (dynamiczne taryfy) lub rozbudowy transgranicznych
zdolności przesyłowych. Jakie kroki podejmie Ministerstwo, aby pełniej wykorzystać nadwyżki
energii z OZE zamiast je tracić?
W zakresie reformy w obszarze bilansowania należy wskazać, że w czerwcu 2024 r. został
wdrożony II etap reformy rynku bilansującego energii elektrycznej (dalej RB). RB jest to
administrowany przez OSP segment rynku służący do ostatecznego równoważenia podaży
i popytu na energię elektryczną. Podmioty uczestniczące w RB składają oferty redukcji
generacji za wynagrodzeniem oraz oferty na świadczenie usług systemowych dla
operatorów systemu. W RB mogą również uczestniczyć jednostki wytwórcze OZE. Reforma
wprowadziła szereg zmian w procesie bilansowania KSE. W 2021 r. zmieniony został m.in.
model RB, co pozwoliło na zapewnienie szerszego dostępu do tego rynku nowym
podmiotom. Ułatwiono w ten sposób możliwość aktywnego udziału w bilansowaniu
systemu jednostkom innym niż jednostki wytwórcze centralnie dysponowane (dalej JWCD),
a w szczególności jednostkom OZE, DSR oraz magazynom energii elektrycznej. Natomiast
w ramach drugiego etapu reformy RB wprowadzone zostały m.in. poniższe elementy:
nowy katalog usług bilansujących;
rynkowe zasady pozyskiwania mocy bilansujących odrębnie dla kierunku w górę
i w dół;
zmiany zasad wyceny energii bilansującej i niezbilansowania oraz skrócono okresy
rozliczania energii bilansującej oraz niezbilansowania z 1 godziny do 15 minut.
Głównym celem ww. zmian jest poprawa wyceny energii elektrycznej na RB, co ma zachęcić
jego uczestników do większej elastyczności i dopasowania zużycia lub produkcji energii do
bieżących potrzeb systemu elektroenergetycznego. Obecnie w tym zakresie nie są
-- 3 of 8 --
4
planowane kolejne reformy. Działania dotyczące poprawy elastyczności KSE zostały
przedstawione w odpowiedzi na pytanie nr 1.
W zakresie rynku mocy należy wskazać, że magazyny energii i jednostki oferujące usługi po
stronie popytowej (DSR) mogą uczestniczyć w rynku mocy i efektywnie konkurują z innymi
dostawcami mocy. Obecnie na rynku mocy jest zakontraktowane około 1-1,5 GW
obowiązku mocowego w jednostkach redukcji zapotrzebowania. Jest to ponad dwukrotny
wzrost od czasu funkcjonowania programu gwarantowanego DSR czy od pierwszego roku
funkcjonowania rynku mocy. Podobna sytuacja ma miejsce w przypadku magazynów
elektrochemicznych. W ramach rynku mocy zakontraktowano ponad 4 GW obowiązku
mocowego w magazynach elektrochemicznych. Pierwsze magazyny powinny zostać
oddane przed rozpoczęciem 2026 r.
Dodatkowo, w lutym 2025 r. Rada Ministrów przedłożyła Sejmowi Rzeczypospolitej
Polskiej Ocenę funkcjonowania rynku mocy w latach 2018-2024. Ocena ta zawiera również
wnioski i rekomendacje na przyszłość, w tym propozycję kontynuacji rynku mocy w
zmienionej formie. Rekomendacje zmian obejmują wprowadzenie mechanizmów
mocowych adresujących łączne przeprowadzenie efektywnej ekonomicznie transformacji
sektora elektroenergetycznego, wystarczalności mocy wytwórczych oraz zapewnienie
elastyczności pracy systemu. Aktualnie trwają prace nad szczegółowymi rozwiązaniami
adresującymi te kwestie.
Należy wskazać, że rząd konsekwentnie wspiera rozwój magazynowania energii. Zapewnił
ramy prawne dla funkcjonowania magazynów energii, w szczególności usunięto bariery
formalne, które wcześniej uniemożliwiały inwestorom czerpanie korzyści ekonomicznych z
magazynowania energii elektrycznej. Wprowadzając do polskiego porządku prawnego
przepisy dotyczące agregacji, otwarto posiadaczom magazynów energii drogę do
świadczenia usług systemowych lub usług elastyczności na rynkach energii elektrycznej.
Wprowadzenie umów z dynamiczną ceną energii elektrycznej zależną od wahań na rynku
hurtowym ma na celu aktywizację odbiorców, w tym również posiadaczy magazynów
energii. W ustawie4 o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie elektrowni
szczytowo-pompowych oraz inwestycji towarzyszących przesądzono, że inwestycje z
zakresu elektrowni szczytowo-pompowych stanowią inwestycje celu publicznego i znacznie
uproszczono proces inwestycyjny tym samym dając szansę zwiększeniu najbardziej
efektywnych zasobów magazynowych. Zgodnie z aktualizacją KPEiK przewiduje się wzrost
mocy magazynowej w elektrowniach szczytowo-pompowych o około 4 GW do 2040 r.
Zwiększany ma być także udział innych technologii magazynowania – magazynów
bateryjnych, a także technologii wykorzystujących wodór i inne gazy zdekarbonizowane.
Ponadto, elektryfikacja ciepłownictwa (z wykorzystaniem OZE) wiązać się będzie również z
rozwojem magazynów ciepła.
MKiŚ bierze udział w projektowaniu wsparcia dla rozwoju magazynów energii. W ramach
Krajowego Planu Odbudowy i Zwiększania Odporności (dalej KPO) zostały zaplanowane
fundusze na modernizację elektrowni szczytowo-pompowej Porąbka-Żar oraz budowę
wielkoskalowego magazynu bateryjnego. Ponadto, w ramach funduszy unijnych i
krajowych, opracowano programy wspierające rozwój magazynów energii w różnych
skalach. Służą temu programy takie jak „Wsparcie wykorzystania magazynów dla OSD” oraz
nowy program NFOŚiGW „Magazyny energii związana z nimi infrastruktura dla poprawy
stabilności polskiej sieci elektroenergetycznej” o łącznym budżecie 4 mld EUR, który jest
skierowany do przedsiębiorców i przewiduje wsparcie dla magazynów o mocy nie mniejszej
niż 2 MW i pojemości nie mniejszej niż 4 MWh.
Dodatkowo, programy takie jak „Mój Prąd” wspierają rozwój magazynów energii
w gospodarstwach domowych. Należy podkreślić, że od uruchomionej we wrześniu 2024 r.
4 Ustawa z dnia 14 kwietnia 2023 r. o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie elektrowni szczytowo-
pompowych oraz inwestycji towarzyszących (Dz. U. z 2025 r. poz. 264).
-- 4 of 8 --
5
szóstej edycji, dla mikroinstalacji PV zgłoszonych do przyłączenia od sierpnia 2024 r.,
magazyn energii jest obligatoryjny, co stanowi dodatkowy impuls dla rozwoju tej
technologii. Dostępne są także inne programy wspierające magazyny energii
współpracujące z instalacją OZE u różnych grup odbiorców, takie jak Energia dla wsi, Ulga
termomodernizacyjna czy obsługiwany przez Bank Gospodarstwa Krajowego „Grant OZE”
adresowany do tzw. prosumenta lokatorskiego, czyli wspólnot i spółdzielni
mieszkaniowych. Dzięki tym działaniom ilość magazynów energii u prosumentów w Polsce
dynamicznie rośnie (na koniec 2024 r. 47 tys. magazynów o łącznej pojemności 672 MWh).
Kolejnym działaniem mającym na celu poprawę zdolności systemu elektroenergetycznego
do integracji energii elektrycznej z OZE i lepszego funkcjonowania systemu jest rozbudowa
i modernizacja sieci elektroenergetycznych (przesyłowych i dystrybucyjnych). W tym
obszarze OSP przyjął Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego
zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2025-20345, który zakłada budowę wielu
linii przesyłowych dostosowujących system do lokalizacji nowych źródeł wytwórczych, w
tym farm wiatrowych na morzu oraz elektrowni jądrowej. Proces modernizacji i rozbudowy
obejmuje także inwestycje dotyczące udziału Polski w wewnętrznym rynku energii
elektrycznej UE. Do 2030 r. powstanie drugie połączenia transgraniczne Polska – Litwa,
wzmacniane są także zdolności przesyłowe na zachodzie kraju poprzez inwestycje krajowe
wspierające transgraniczną wymianę energii elektrycznej. W 2026 r. zostanie uruchomiony
drugi tor połączenia Polska – Niemcy wraz z przesuwnikami fazowymi po stronie
niemieckiej. Inwestycje te przyczynią się do dalszego wzrostu możliwości przepływów
transgranicznych energii elektrycznej.
Europejskim mechanizmem wsparcia dla połączeń transgranicznych jest fundusz Łącząc
Europę. Polskie projekty są od lat beneficjantem tego programu, szczególnie rozbudowa
systemu w północnej i północno - wschodniej Polsce, w tym połączenie
elektroenergetyczne Polska – Litwa.
4. Jakie formy wsparcia dla inwestorów w OZE zamierza wprowadzić lub zmodyfikować
Ministerstwo, aby złagodzić negatywne skutki ujemnych cen energii i nierynkowych wyłączeń
OZE dla ich przychodów? Proszę o informację, czy rozważane jest przedłużenie lub rozszerzenie
mechanizmu rozliczania ujemnego salda dla instalacji OZE w systemie aukcyjnym,
wprowadzenie zachęt do budowy magazynów energii przy instalacjach OZE, lub inne
instrumenty rekompensujące straty producentów (np. fundusz wyrównawczy, ubezpieczenia
przychodów itp.). Jak Ministerstwo ocenia skuteczność dotychczas ogłoszonych rozwiązań (jak
wspomniana możliwość pominięcia energii wyprodukowanej w godzinach cen ujemnych przy
rozliczeniu aukcyjnym) w stabilizowaniu sytuacji finansowej właścicieli farm fotowoltaicznych?
MKiŚ podejmuje szereg działań mających na celu złagodzenia negatywnych skutków
ujemnych cen energii elektrycznej oraz nierynkowego redysponowania instalacji OZE, które
wpływają na stabilność przychodów inwestorów.
W ramach procedowanego projektu ustawy o zmianie ustawy o inwestycjach w zakresie
elektrowni wiatrowych oraz niektórych innych ustaw - projekt UD89, który jest obecnie na
etapie prac parlamentarnych6 MKiŚ przygotowało przepisy odpowiadające na problem,
który dotyczy wytwórców energii elektrycznej z instalacji PV uczestniczących w aukcyjnym
systemie wsparcia OZE. Uzyskiwana przez nich cena sprzedaży energii elektrycznej jest
niejednokrotnie znacznie niższa niż rozliczeniowa cena dzienna, będąca podstawą
wyliczenia salda rozliczanego w ramach zawartego na podstawie wygranej aukcji kontraktu
różnicowego. Problem ten jest szczególnie dotkliwy dla wytwórców energii z instalacji PV,
ponieważ nasycenie systemu elektroenergetycznego energią wyprodukowaną z tych
5 Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. – Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego
zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2025-2034, dostęp [15.07.2025 r.].
6 https://www.sejm.gov.pl/sejm10.nsf/agent.xsp?symbol=RPL&Id=RM-0610-20-25, dostęp [14.07.2025 r.].
-- 5 of 8 --
6
instalacji wpływa na ceny energii elektrycznej w godzinach, kiedy instalacje te produkują
energię elektryczną z największą mocą.
MKiŚ zaproponowało możliwość bardziej korzystnego rozliczenia ujemnego salda dla
podmiotów, które zdecydują się ograniczyć moc maksymalną wprowadzaną do sieci
względem mocy zainstalowanej, określając zakres podmiotowy regulacji. Z tej możliwości
będą mogli skorzystać wytwórcy energii elektrycznej z instalacji OZE, którzy wygrali aukcję
i wykorzystują do produkcji energii elektrycznej wyłącznie energię promieniowania
słonecznego. Skorzystanie z tej opcji jest całkowicie dobrowolne, a podmioty, które się na
to nie zdecydują, będą rozliczać ujemne saldo na dotychczasowych zasadach. Głównym
celem wprowadzenia tych przepisów jest ustabilizowanie systemu elektroenergetycznego
w godzinach, w których przypada najwyższa produkcja energii z instalacji PV. Ograniczenie
mocy wprowadzanej do sieci przez instalacje fotowoltaiczne korzystające z nowego
systemu rozliczeń powinno zmniejszyć częstość i zakres redysponowania instalacji OZE, co
przyniesie korzyści wszystkim odbiorcom energii elektrycznej, którzy pośrednio ponoszą
dzisiaj koszty tych niezbędnych działań operatorskich.
Możliwość rozliczania ujemnego salda na nowych zasadach jest ograniczona czasowo.
Podmiot, który złoży stosowny wniosek, będzie uprawniony do rozliczenia ujemnego salda
przez okres 12 miesięcy, jednak nie dłużej niż do dnia 31 grudnia 2027 r. Wniosek można
złożyć powtórnie przed dniem 31 grudnia 2027 r. Dodatkowo, wytwórcy, którzy skorzystają
z nowych zasad, nie będą mogli uwzględniać wolumenu energii wyprodukowanej
i wprowadzonej do sieci w godzinach, dla których średnie ceny giełdowe były niższe niż 0
zł za 1 MWh.
Kontrakty różnicowe, których integralną częścią jest rozliczanie ujemnego lub dodatniego
salda pozostaną podstawą systemu akcyjnego. Zgodnie z Komunikatem Komisji – Wytyczne
w sprawie pomocy państwa na ochronę klimatu i środowiska oraz cele związane z energią
z 2022 r. (dalej CEEAG), który określa ramy, w jakich państwa członkowskie UE mogą
udzielać pomocy publicznej w sektorach związanych z ochroną klimatu, środowiska i energii,
systemy aukcyjne dla OZE są dozwoloną a nawet preferowaną formą wsparcia. CEEAG
promuje systemy aukcyjne jako preferowaną formę przyznawani pomocy publicznej dla
OZE, ponieważ zapewniają konkurencyjność – wsparcie przyznawane jest w procedurze
konkurencyjnej, co ogranicza nadmierne rekompensaty, minimalizuje zakłócenia
konkurencji na rynku wewnętrznym UE, umożliwia pełne pokrycie luki finansowej (do 100%
kosztów kwalifikowanych). MKiŚ postrzega możliwość stosowania kontraktów różnicowych
(dalej kontrakty CfD) jako nowoczesnej formy wsparcia, która ogranicza ryzyko cenowe dla
inwestorów.
Od 2026 r. w systemie aukcyjnym konieczne będzie uwzględnienie kryteriów pozacenowych
zgodnych z rozporządzeniem (UE) 2024/17357 (Net-Zero Industry Act). Wśród kryteriów
pozacenowych warto wymienić chociażby integrację z systemem i wpływ na jego stabilność.
W ramach nowelizacji systemu aukcyjnego planowanej już w bieżącym roku MKiŚ rozważa
wprowadzenie kryteriów pozacenowych, które będą promować inwestycje zwiększające
elastyczność i bezpieczeństwo systemu elektroenergetycznego. W szczególności rozważane
jest premiowanie instalacji zintegrowanych z magazynami energii.
W zakresie wspomnianych w zapytaniu instrumentów rekompensujących straty
producentów, takich jak fundusze wyrównawcze czy ubezpieczenia przychodów, należy
zaznaczyć, że nie mieszczą się one w zakresie kompetencji MKiŚ. Instrumenty o charakterze
finansowym, takie jak fundusze wyrównawcze czy ubezpieczenia przychodów, mogłyby
potencjalnie leżeć w gestii innych instytucji – np. Ministerstwa Finansów, Banku
Gospodarstwa Krajowego, czy instytucji ubezpieczeniowych – i wymagałyby odrębnych
analiz oraz decyzji legislacyjnych.
7 Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2024/1735 z dnia 13 czerwca 2024 r. w sprawie
ustanowienia ram środków na rzecz wzmocnienia europejskiego ekosystemu produkcji technologii neutralnych
emisyjnie i zmieniające rozporządzenie (UE) 2018/1724 (Dz.U. L, 2024/1735, 28.6.2024)
-- 6 of 8 --
7
Ministerstwo Klimatu i Środowiska ocenia, że możliwość pominięcia energii elektrycznej
wyprodukowanej w godzinach z ujemnymi cenami przy rozliczeniu aukcyjnym stanowi
istotny krok w kierunku stabilizacji sytuacji finansowej właścicieli farm fotowoltaicznych.
Dzięki niemu producenci nie ponoszą strat wynikających z konieczności sprzedaży energii
elektrycznej po ujemnych stawkach, co pomaga zachować wytwórcom przewidywalność
przychodów w ramach systemu aukcyjnego w sytuacji. Należy przy tym zaznaczyć, że unijne
wytyczne zabraniają wsparcia oraz jakichkolwiek zachęt do wytwarzania energii
elektrycznej w okresach cen ujemnych w przypadku wytwórców energii z OZE
uczestniczących w notyfikowanych systemach wsparcia.
5. Czy Ministerstwo analizuje doświadczenia Hiszpanii dotyczące kryzysu rentowności farm
fotowoltaicznych i masowej wyprzedaży projektów PV? Jakie wnioski płyną dla Polski z
przypadku hiszpańskiego, w którym nadpodaż energii słonecznej i brak odpowiednich regulacji
wsparcia doprowadziły do załamania cen energii dla PV (do poziomów poniżej kosztów
wytwarzania)? Czy resort klimatu podejmuje działania zapobiegające wystąpieniu podobnego
scenariusza w Polsce – np. poprzez przyspieszenie prac nad systemami magazynowania energii,
zmianę mechanizmów rynku energii lub dodatkowe zabezpieczenia dla inwestorów?
MKiŚ analizuje doświadczenia innych państw członkowskich UE, w tym Hiszpanii, gdzie
nadpodaż energii elektrycznej i brak odpowiednich mechanizmów wsparcia doprowadziły
do załamania cen energii elektrycznej dla PV poniżej kosztów wytwarzania oraz masowej
wyprzedaży projektów. Wnioski płynące z tego przypadku są dla Polski istotnym sygnałem,
gdyż MKiŚ jest świadome, że tzw. koszt profilu – czyli spadek wartości energii elektrycznej
wytwarzanej w godzinach szczytowej produkcji PV – powoduje, że część inwestorów
wstrzymała lub rozważa wstrzymanie budowy instalacji fotowoltaicznych, które wygrały
aukcję, oczekując na zmianę tej sytuacji.
W odpowiedzi na ten problem Ministerstwo zaproponowało w ramach projektu UD 89
rozwiązanie, którego szczegóły opisano w odpowiedzi na pyt. 4.
MKiŚ podejmuje długofalowe działania mające na celu zapobieżenie podobnemu
scenariuszowi jak w Hiszpanii, takie jak przyspieszenie rozwoju systemów magazynowania
energii – zarówno poprzez uproszczenia administracyjne, jak i mechanizmy wsparcia
magazynów energii opisane w odpowiedzi na pytanie 3. Analizujemy też możliwości
dalszego wsparcia inwestorów, zgodnie zasadami dotyczącymi pomocy publicznej
wynikającymi z wytycznych CEEAG i w ramach dostępnych kompetencji resortu.
Jednak jedynym długofalowo skutecznym rozwiązaniem problemu nadpodaży energii
elektrycznej z OZE jest dopasowanie podaży energii elektrycznej do popytu na nią.
Kluczową rolę w tym zakresie w przyszłości powinna odegrać koncepcja integracji
sektorowej, czyli harmonijnego współdziałania ze sobą różnych obszarów gospodarki.
Obejmuje ona m.in. elektryfikację procesów przemysłowych i transportu, wykorzystanie
nadwyżek energii elektrycznej z OZE do produkcji ciepła, chłodu, wodoru lub paliw
syntetycznych, a także magazynowanie energii w różnych formach (ciepło, wodór, baterie).
6. W jaki sposób nowelizacja tzw. ustawy wiatrakowej (ustawy o inwestycjach w zakresie
elektrowni wiatrowych) zostanie wykorzystana jako szansa dla rozwoju OZE i wypełnienia
zobowiązań klimatycznych Polski? Ilu nowych inwestycji wiatrowych (oraz jakiego rzędu mocy
zainstalowanej) spodziewa się Ministerstwo w wyniku złagodzenia restrykcji odległościowych
(500 m zamiast 10H) ? Czy zostały przeprowadzone analizy, w jakim stopniu dodatkowe moce
wiatrowe (np. wspomniane ~10 GW ) przełożą się na zwiększenie udziału OZE w krajowym
miksie energetycznym i redukcję emisji CO? Proszę również o informację, jakie działania
towarzyszące są planowane, aby umożliwić szybkie i efektywne przyłączenie nowych farm
wiatrowych do sieci; czy przewidziano inwestycje sieciowe lub zmiany procedur, by uniknąć
opóźnień i ograniczeń w przyłączaniu tych źródeł?
W celu właściwego zaplanowania i przeprowadzenia procesu transformacji energetycznej,
w MKiŚ trwają prace nad aktualizacją „Krajowego Planu na rzecz Energii i Klimatu na lata
-- 7 of 8 --
8
2021-2030” (dalej KPEiK) z prognozami do roku 2040. Dokument ten wskazuje na
osiągnięcie do 2030 r. 32,6% udziału OZE w końcowym zużyciu energii brutto, a w 2040 r.
udział OZE w końcowym zużyciu energii brutto może sięgnąć 58,4%.
W perspektywie 2030 r. i 2040 r. do przyrostu produkcji energii elektrycznej z OZE
w największym stopniu przyczyniać się będą elektrownie słoneczne (o mocy zainstalowanej
ok. 29 GW w 2030 r. i 46,3 GW w 2040 r.), następnie elektrownie wiatrowe na lądzie (o
mocy zainstalowanej ok. 19 GW w 2030 r. i 25,8 GW w 2040 r.) i wiatrowe na morzu (ok.
5,9 GW w 2030 r. i 17,9 GW w 2040 r.), które funkcjonować będą w KSE od ok. 2026 r.
Nowelizacja jest działaniem niezbędnym do wypełnienia powyższych celów dedykowanych
energetyce wiatrowej na lądzie.
Przyjmuje się, że utrzymanie odległości minimalnej na poziomie 700 m oznaczać będzie, że
do 2030 r. powstałyby co najwyżej 4 GW nowych mocy wiatrowych. Wprowadzenie
odległości minimalnej 500 m oznacza szansę na budowę w tym czasie ponad 10 GW
nowych wiatraków na lądzie.
W odniesieniu do kwestii przyłączeniowych należy wskazać, że elektrownie wiatrowe
stanowić będą ważną składową polskiego miksu energetycznego. Według Planu rozwoju
w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na
lata 2025-2034 w ww. okresie OSP planuje przeznaczyć ok. 64 mld zł na rozwój sieci
przesyłowej. Inwestycje te w perspektywie 10 najbliższych lat pozwolą na zwiększenie
łącznej mocy zainstalowanej elektrowni wiatrowych do 19 GW, co przełoży się na potencjał
produkcyjny rzędu 55 TWh. W chwili obecnej łączna moc zainstalowana lądowych
elektrowni wiatrowych wynosi ok. 10 GW.
Nowelizacja nie skupia się na przyśpieszeniu procedur dotyczących przyłączenia elektrowni
wiatrowych. Natomiast podejmowane są działania mające na celu przyśpieszenie procesu
inwestycyjnego w innych obszarach. Obecnie najdłuższym i najbardziej skomplikowanym
etapem jest etap środowiskowy i planistyczny. Nowelizacja wprowadza ustandaryzowanie
jednoczesnego prowadzenia procedury środowiskowej i planistycznej. Możliwe będzie
rozpoczęcie postępowania w sprawie wydania decyzji o środowiskowych
uwarunkowaniach w przypadku braku obowiązywania miejscowego planu
zagospodarowania przestrzennego (dalej MPZP) i przedłożenie MPZP (wypisu, wyrysu)
dopiero przed wydaniem decyzji.
Ponadto należy wskazać, że nowelizacja dostosowuje istniejące mechanizmy prawne
i pozwala na m.in. lokalizowanie elektrowni wiatrowych przy wykorzystaniu trybu
zintegrowanego planu inwestycyjnego (dalej ZPI). Zmiany te w znaczący sposób wpłyną na
skrócenie procesów inwestycyjnych dla lądowych elektrowni wiatrowych.
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 --
info@klimat.gov.pl Ministerstwo Klimatu i Środowiska
www.gov.pl/klimat
Działamy zgodnie z EMAS - zarządzając instytucją, dbamy o środowisko
DEL-WRE.050.15.2025.PK
3797325.15505868.12540678
Warszawa, 18-07-2025
Pan
Szymon Hołownia
Marszałek Sejmu Rzeczypospolitej Polskiej
Szanowny Panie Marszałku,
w odpowiedzi na interpelację Posłanki Krystyny Sibińskiej sprawie pogłębiających się
problemów branży odnawialnych źródeł energii, w szczególności farm fotowoltaicznych
w Polsce, nr K10INT9751 przekazuję następujące wyjaśnienia.
1. Czy Ministerstwo Klimatu i Środowiska monitoruje skalę oraz skutki coraz częstszych wyłączeń
farm fotowoltaicznych przez operatorów i jakie działania zamierza podjąć, aby ograniczyć te
sytuacje oraz zabezpieczyć interesy przedsiębiorców produkujących energię z OZE?
Podmiotem właściwym w zakresie nierynkowego redysponowania jest operator systemu
przesyłowego - Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. (dalej OSP) – która odpowiada za
bezpieczne funkcjonowanie systemu elektroenergetycznego. OSP wydaje polecenia
redysponowania nierynkowego instalacji OZE przyłączonych do sieci OSP lub wydaje
polecenia operatorom systemów dystrybucyjnych (dalej OSD), aby dokonali
redysponowania nierynkowego jednostek OZE w swojej sieci, gdy jest to niezbędne dla
zapewnienia jego bezpiecznej pracy. Polecenia nierynkowego redysponowania mogą być
również wydawane przez OSD do instalacji OZE przyłączonych do sieci OSD.
Informacje dotyczące redysponowania nierynkowego są dostępne pod adresem:
https://www.pse.pl/redysponowanie-nierynkowe. Dane analityczne o redysponowaniu
nierynkowym są dostępne pod adresem https://raporty.pse.pl, w zakładce Funkcjonowanie
KSE - Plan pracy KSE – Nierynkowe redysponowanie źródeł OZE.
Ponadto operatorzy systemów elektroenergetycznych zgodnie z art. w art. 9c ust. 7q
ustawy - Prawo energetyczne1 (dalej UPE) przekazują co roku w terminie do 1 marca do
Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (dalej Prezes URE) informacje dotyczące
redysponowania nierynkowego. Dlatego też, Prezes URE, w związku ze zgłaszanymi
skargami na nadmierne ograniczanie mocy elektrowni fotowoltaicznych, podjął decyzję o
przeanalizowaniu zjawiska redysponowania nierynkowego. W ramach prowadzonej analizy
pozyskiwane są obecnie dane na ten temat od operatorów.
Zgodnie z informacjami przedstawionymi przez OSP na spotkaniu2 on-line w dniu 23 maja
2025 r. dotyczącym nierynkowego redysponowania źródeł OZE dla potrzeb bilansowania
KSE, wynika, że OSP również rozumie skalę problemu i rozpoczął działania w celu jego
rozwiązania. W ostatnim czasie wprowadził lub ogłosił plany wprowadzenia modyfikacji
reguł nierynkowego redysponowania oraz zasad ustalania i rozliczeń rekompensat za
nierynkowe redysponowanie. Planowane zmiany mają zwiększyć stopień proporcjonalności
mechanizmów nierynkowego redysponowania poprzez zastosowanie nadążnego
1 Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (Dz. U. z 2024 r. poz. 266, z późn. zm.)
2 Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A., Nierynkowe redysponowanie źródłami OZE dla potrzeb bilansowania KSE
– nagranie i prezentacja, dostęp:[27.06.2025 r.].
-- 1 of 8 --
2
monitorowania historii wydawania poleceń redukcji dla danego obiektu redukcji. Oznacza
to, że w procesie doboru jednostek wytwórczych do redysponowania będą uwzględniane
wydane wcześniej polecenia redukcji dla danej jednostki wytwórczej. W zakresie
rekompensat za nierynkowe redysponowanie OSP planuje wprowadzić zmiany mające na
celu uproszczenie i zwiększenie dokładności oraz rozwój narzędzi informatycznych
wspierających rozliczanie nierynkowego redysponowania.
MKiŚ analizuje na bieżąco dostępne mechanizmy, które mają na celu zwiększenie
elastyczności systemu elektroenergetycznego. Elastyczność to zdolność uczestników rynku
(wytwórców oraz odbiorców) do dostosowywania swojego profilu wytwarzania lub poboru
energii elektrycznej do zmieniających się warunków podaży i popytu energii. Elastyczność
systemu elektroenergetycznego jest kluczowa dla transformacji energetycznej w kontekście
rosnącego udziału w systemie elektroenergetycznym energii wytwarzanej przez OZE.
W tym celu, w szczególności analizowane są możliwości w zakresie tzw. odpowiedzi
odbioru (DSR) oraz zwiększenia udziału magazynów energii w systemie
elektroenergetycznym.
Ponadto w ramach procedowanego projektu UC843 przygotowuje szeroką reformę
w zakresie przyłączeń do sieci elektroenergetycznych. Projektowane zmiany są
rozwiązaniem m.in. problemu spekulacyjnego blokowania mocy przyłączeniowych. Wśród
rozwiązań przewidziano m.in. wprowadzenie do umów o przyłączenie obowiązku realizacji
kamieni milowych realizacji inwestycji (brak realizacji skutkować będzie rozwiązaniem
umowy), czy też racjonalizacja i modyfikacja opłat w zakresie przyłączeń. Proponowane w
UC84 zmiany przyczynią się do przyspieszenia procesu transformacji energetycznej
i zwiększenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Proces przyłączeniowy będzie
sprawniejszy, bardziej przejrzysty i mniej podatny na działania spekulacyjne. Pozwoli to na
wykorzystanie istniejącej sieci elektroenergetycznej w bardziej optymalny sposób, co
pozwoli na zwiększenie wykorzystania energii generowanej z OZE w KSE.
MKiŚ odnotowuje wyzwania, z jakimi mierzą się wytwórcy energii elektrycznej z OZE
w kontekście dynamicznego rozwoju sektora OZE i jego wpływu na funkcjonowanie rynku
energii elektrycznej, dlatego pozostaje w kontakcie z przedstawicielami sektora energetyki
oraz podejmuje aktywne działania mające na celu zwiększenie wykorzystania energii
elektrycznej wytwarzanej przez OZE i ich lepszej integracji z systemem
elektroenergetycznym przy jednoczesnym zapewnieniu realizacji podstawowych celów
jakimi są: bezpieczeństwo energetyczne i transformacja energetyczna w kierunku
niskoemisyjności.
2. Jakie dane posiada Ministerstwo na temat liczby przypadków (dni/godzin) występowania
ujemnych cen energii elektrycznej na RDN oraz wymuszonych wyłączeń elektrowni słonecznych
w Polsce w roku 2024 oraz 2025 (styczeń–maj)? Proszę o przedstawienie porównania tych
wielkości między 2024 a 2025 rokiem oraz o ocenę głównych przyczyn tak dynamicznego
wzrostu nadpodaży energii w systemie. Czy Ministerstwo przewiduje, że trend ten będzie się
nasilać w kolejnych latach?
Należy wskazać, że dane dotyczące cen energii elektrycznej na rynku dnia następnego (dalej
RDN) dostępne są na stronie internetowej Towarowej Giełdy Energii (dalej TGE) pod
adresem https://www.tge.pl/energia-elektryczna-rdn.
W poniższej tabeli przedstawiono dane dotyczące poleceń nierynkowego redysponowania
wydanych przez OSP dla instalacji fotowoltaicznych ze względów bilansowych i sieciowych
za lata 2023-2025 r.
3 Rządowe Centrum Legislacji, Projekt Ustawy o zmianie ustawy – Prawo Energetyczne oraz niektórych innych
ustaw, dostęp [02.07.2025 r.].
-- 2 of 8 --
3
Redysponowanie instalacji PV w okresie 2023 - 2025 r. (do 26 maja)
Rok Liczba dni, w których wydano
polecenie redysponowania
Redysponowanie
ze względów
bilansowych [GW]
Redysponowanie
ze względów
sieciowych [GW]
Łączna wielkość
redysponowania [GW]
2023 4 162,07 0 162,07
2024 67 2380,67 8,38 2389,06
2025 68 1897,45 12,11 1909,56
Należy jednak podkreślić, że dane o poleceniach redukcji OZE podlegają weryfikacji w trakcie
procesu rozliczeń redysponowania nierynkowego OZE. Tym samym powyższe dane nie są
ostatecznymi i mogą różnić się od danych po ostatecznym rozliczeniu i potwierdzeniu.
Odnosząc się do kwestii dynamicznego wzrostu nadpodaży energii elektrycznej w KSE
i związanym z tym konieczności stosowania mechanizmu nierynkowego redysponowania
instalacji PV przez OSP, należy wskazać, że w normalnych warunkach funkcjonowania rynku
energii elektrycznej uczestnicy rynku w ramach swoich działań podejmowanych na
hurtowym rynku energii elektrycznej powinni dążyć do zbilansowania swoich portfeli
zakupowo-sprzedażowych. Niespełnienie tego warunku powoduje, że OSP jest zmuszony
do stosowania środków nadzwyczajnych w postaci redysponowania nierynkowego źródeł
OZE w celu zapewnienia bezpieczeństwa pracy KSE.
Skala redysponowania narasta rok do roku ze względu na przyrost mocy zainstalowanej
instalacji OZE. Moc zainstalowana instalacji wiatrowych i PV na początku 2024 r. wynosiła
27 529,3 MW a na początku 2025 r. wynosiła 32 529,8 MW, co oznacza przyrost mocy o 5
000,5 MW, z czego w instalacjach PV przyrost mocy wyniósł 4 157,4 MW. Największy
przyrost mocy dotyczył instalacji PV przyłączonych do sieci niskiego i średniego napięcia i
wyniósł 3 479 MW.
3. Czy planowane są zmiany lub reformy w obszarze bilansowania krajowego systemu
energetycznego, które zwiększą jego elastyczność w obliczu rosnącego udziału OZE? Chodzi
zwłaszcza o działania na rynku energii i mocy – np. czy rząd rozważa mechanizmy zachęcające
do magazynowania energii, zwiększenia udziału DSR, wprowadzenia szerszych możliwości
dynamicznego kształtowania popytu (dynamiczne taryfy) lub rozbudowy transgranicznych
zdolności przesyłowych. Jakie kroki podejmie Ministerstwo, aby pełniej wykorzystać nadwyżki
energii z OZE zamiast je tracić?
W zakresie reformy w obszarze bilansowania należy wskazać, że w czerwcu 2024 r. został
wdrożony II etap reformy rynku bilansującego energii elektrycznej (dalej RB). RB jest to
administrowany przez OSP segment rynku służący do ostatecznego równoważenia podaży
i popytu na energię elektryczną. Podmioty uczestniczące w RB składają oferty redukcji
generacji za wynagrodzeniem oraz oferty na świadczenie usług systemowych dla
operatorów systemu. W RB mogą również uczestniczyć jednostki wytwórcze OZE. Reforma
wprowadziła szereg zmian w procesie bilansowania KSE. W 2021 r. zmieniony został m.in.
model RB, co pozwoliło na zapewnienie szerszego dostępu do tego rynku nowym
podmiotom. Ułatwiono w ten sposób możliwość aktywnego udziału w bilansowaniu
systemu jednostkom innym niż jednostki wytwórcze centralnie dysponowane (dalej JWCD),
a w szczególności jednostkom OZE, DSR oraz magazynom energii elektrycznej. Natomiast
w ramach drugiego etapu reformy RB wprowadzone zostały m.in. poniższe elementy:
nowy katalog usług bilansujących;
rynkowe zasady pozyskiwania mocy bilansujących odrębnie dla kierunku w górę
i w dół;
zmiany zasad wyceny energii bilansującej i niezbilansowania oraz skrócono okresy
rozliczania energii bilansującej oraz niezbilansowania z 1 godziny do 15 minut.
Głównym celem ww. zmian jest poprawa wyceny energii elektrycznej na RB, co ma zachęcić
jego uczestników do większej elastyczności i dopasowania zużycia lub produkcji energii do
bieżących potrzeb systemu elektroenergetycznego. Obecnie w tym zakresie nie są
-- 3 of 8 --
4
planowane kolejne reformy. Działania dotyczące poprawy elastyczności KSE zostały
przedstawione w odpowiedzi na pytanie nr 1.
W zakresie rynku mocy należy wskazać, że magazyny energii i jednostki oferujące usługi po
stronie popytowej (DSR) mogą uczestniczyć w rynku mocy i efektywnie konkurują z innymi
dostawcami mocy. Obecnie na rynku mocy jest zakontraktowane około 1-1,5 GW
obowiązku mocowego w jednostkach redukcji zapotrzebowania. Jest to ponad dwukrotny
wzrost od czasu funkcjonowania programu gwarantowanego DSR czy od pierwszego roku
funkcjonowania rynku mocy. Podobna sytuacja ma miejsce w przypadku magazynów
elektrochemicznych. W ramach rynku mocy zakontraktowano ponad 4 GW obowiązku
mocowego w magazynach elektrochemicznych. Pierwsze magazyny powinny zostać
oddane przed rozpoczęciem 2026 r.
Dodatkowo, w lutym 2025 r. Rada Ministrów przedłożyła Sejmowi Rzeczypospolitej
Polskiej Ocenę funkcjonowania rynku mocy w latach 2018-2024. Ocena ta zawiera również
wnioski i rekomendacje na przyszłość, w tym propozycję kontynuacji rynku mocy w
zmienionej formie. Rekomendacje zmian obejmują wprowadzenie mechanizmów
mocowych adresujących łączne przeprowadzenie efektywnej ekonomicznie transformacji
sektora elektroenergetycznego, wystarczalności mocy wytwórczych oraz zapewnienie
elastyczności pracy systemu. Aktualnie trwają prace nad szczegółowymi rozwiązaniami
adresującymi te kwestie.
Należy wskazać, że rząd konsekwentnie wspiera rozwój magazynowania energii. Zapewnił
ramy prawne dla funkcjonowania magazynów energii, w szczególności usunięto bariery
formalne, które wcześniej uniemożliwiały inwestorom czerpanie korzyści ekonomicznych z
magazynowania energii elektrycznej. Wprowadzając do polskiego porządku prawnego
przepisy dotyczące agregacji, otwarto posiadaczom magazynów energii drogę do
świadczenia usług systemowych lub usług elastyczności na rynkach energii elektrycznej.
Wprowadzenie umów z dynamiczną ceną energii elektrycznej zależną od wahań na rynku
hurtowym ma na celu aktywizację odbiorców, w tym również posiadaczy magazynów
energii. W ustawie4 o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie elektrowni
szczytowo-pompowych oraz inwestycji towarzyszących przesądzono, że inwestycje z
zakresu elektrowni szczytowo-pompowych stanowią inwestycje celu publicznego i znacznie
uproszczono proces inwestycyjny tym samym dając szansę zwiększeniu najbardziej
efektywnych zasobów magazynowych. Zgodnie z aktualizacją KPEiK przewiduje się wzrost
mocy magazynowej w elektrowniach szczytowo-pompowych o około 4 GW do 2040 r.
Zwiększany ma być także udział innych technologii magazynowania – magazynów
bateryjnych, a także technologii wykorzystujących wodór i inne gazy zdekarbonizowane.
Ponadto, elektryfikacja ciepłownictwa (z wykorzystaniem OZE) wiązać się będzie również z
rozwojem magazynów ciepła.
MKiŚ bierze udział w projektowaniu wsparcia dla rozwoju magazynów energii. W ramach
Krajowego Planu Odbudowy i Zwiększania Odporności (dalej KPO) zostały zaplanowane
fundusze na modernizację elektrowni szczytowo-pompowej Porąbka-Żar oraz budowę
wielkoskalowego magazynu bateryjnego. Ponadto, w ramach funduszy unijnych i
krajowych, opracowano programy wspierające rozwój magazynów energii w różnych
skalach. Służą temu programy takie jak „Wsparcie wykorzystania magazynów dla OSD” oraz
nowy program NFOŚiGW „Magazyny energii związana z nimi infrastruktura dla poprawy
stabilności polskiej sieci elektroenergetycznej” o łącznym budżecie 4 mld EUR, który jest
skierowany do przedsiębiorców i przewiduje wsparcie dla magazynów o mocy nie mniejszej
niż 2 MW i pojemości nie mniejszej niż 4 MWh.
Dodatkowo, programy takie jak „Mój Prąd” wspierają rozwój magazynów energii
w gospodarstwach domowych. Należy podkreślić, że od uruchomionej we wrześniu 2024 r.
4 Ustawa z dnia 14 kwietnia 2023 r. o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie elektrowni szczytowo-
pompowych oraz inwestycji towarzyszących (Dz. U. z 2025 r. poz. 264).
-- 4 of 8 --
5
szóstej edycji, dla mikroinstalacji PV zgłoszonych do przyłączenia od sierpnia 2024 r.,
magazyn energii jest obligatoryjny, co stanowi dodatkowy impuls dla rozwoju tej
technologii. Dostępne są także inne programy wspierające magazyny energii
współpracujące z instalacją OZE u różnych grup odbiorców, takie jak Energia dla wsi, Ulga
termomodernizacyjna czy obsługiwany przez Bank Gospodarstwa Krajowego „Grant OZE”
adresowany do tzw. prosumenta lokatorskiego, czyli wspólnot i spółdzielni
mieszkaniowych. Dzięki tym działaniom ilość magazynów energii u prosumentów w Polsce
dynamicznie rośnie (na koniec 2024 r. 47 tys. magazynów o łącznej pojemności 672 MWh).
Kolejnym działaniem mającym na celu poprawę zdolności systemu elektroenergetycznego
do integracji energii elektrycznej z OZE i lepszego funkcjonowania systemu jest rozbudowa
i modernizacja sieci elektroenergetycznych (przesyłowych i dystrybucyjnych). W tym
obszarze OSP przyjął Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego
zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2025-20345, który zakłada budowę wielu
linii przesyłowych dostosowujących system do lokalizacji nowych źródeł wytwórczych, w
tym farm wiatrowych na morzu oraz elektrowni jądrowej. Proces modernizacji i rozbudowy
obejmuje także inwestycje dotyczące udziału Polski w wewnętrznym rynku energii
elektrycznej UE. Do 2030 r. powstanie drugie połączenia transgraniczne Polska – Litwa,
wzmacniane są także zdolności przesyłowe na zachodzie kraju poprzez inwestycje krajowe
wspierające transgraniczną wymianę energii elektrycznej. W 2026 r. zostanie uruchomiony
drugi tor połączenia Polska – Niemcy wraz z przesuwnikami fazowymi po stronie
niemieckiej. Inwestycje te przyczynią się do dalszego wzrostu możliwości przepływów
transgranicznych energii elektrycznej.
Europejskim mechanizmem wsparcia dla połączeń transgranicznych jest fundusz Łącząc
Europę. Polskie projekty są od lat beneficjantem tego programu, szczególnie rozbudowa
systemu w północnej i północno - wschodniej Polsce, w tym połączenie
elektroenergetyczne Polska – Litwa.
4. Jakie formy wsparcia dla inwestorów w OZE zamierza wprowadzić lub zmodyfikować
Ministerstwo, aby złagodzić negatywne skutki ujemnych cen energii i nierynkowych wyłączeń
OZE dla ich przychodów? Proszę o informację, czy rozważane jest przedłużenie lub rozszerzenie
mechanizmu rozliczania ujemnego salda dla instalacji OZE w systemie aukcyjnym,
wprowadzenie zachęt do budowy magazynów energii przy instalacjach OZE, lub inne
instrumenty rekompensujące straty producentów (np. fundusz wyrównawczy, ubezpieczenia
przychodów itp.). Jak Ministerstwo ocenia skuteczność dotychczas ogłoszonych rozwiązań (jak
wspomniana możliwość pominięcia energii wyprodukowanej w godzinach cen ujemnych przy
rozliczeniu aukcyjnym) w stabilizowaniu sytuacji finansowej właścicieli farm fotowoltaicznych?
MKiŚ podejmuje szereg działań mających na celu złagodzenia negatywnych skutków
ujemnych cen energii elektrycznej oraz nierynkowego redysponowania instalacji OZE, które
wpływają na stabilność przychodów inwestorów.
W ramach procedowanego projektu ustawy o zmianie ustawy o inwestycjach w zakresie
elektrowni wiatrowych oraz niektórych innych ustaw - projekt UD89, który jest obecnie na
etapie prac parlamentarnych6 MKiŚ przygotowało przepisy odpowiadające na problem,
który dotyczy wytwórców energii elektrycznej z instalacji PV uczestniczących w aukcyjnym
systemie wsparcia OZE. Uzyskiwana przez nich cena sprzedaży energii elektrycznej jest
niejednokrotnie znacznie niższa niż rozliczeniowa cena dzienna, będąca podstawą
wyliczenia salda rozliczanego w ramach zawartego na podstawie wygranej aukcji kontraktu
różnicowego. Problem ten jest szczególnie dotkliwy dla wytwórców energii z instalacji PV,
ponieważ nasycenie systemu elektroenergetycznego energią wyprodukowaną z tych
5 Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. – Plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego
zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2025-2034, dostęp [15.07.2025 r.].
6 https://www.sejm.gov.pl/sejm10.nsf/agent.xsp?symbol=RPL&Id=RM-0610-20-25, dostęp [14.07.2025 r.].
-- 5 of 8 --
6
instalacji wpływa na ceny energii elektrycznej w godzinach, kiedy instalacje te produkują
energię elektryczną z największą mocą.
MKiŚ zaproponowało możliwość bardziej korzystnego rozliczenia ujemnego salda dla
podmiotów, które zdecydują się ograniczyć moc maksymalną wprowadzaną do sieci
względem mocy zainstalowanej, określając zakres podmiotowy regulacji. Z tej możliwości
będą mogli skorzystać wytwórcy energii elektrycznej z instalacji OZE, którzy wygrali aukcję
i wykorzystują do produkcji energii elektrycznej wyłącznie energię promieniowania
słonecznego. Skorzystanie z tej opcji jest całkowicie dobrowolne, a podmioty, które się na
to nie zdecydują, będą rozliczać ujemne saldo na dotychczasowych zasadach. Głównym
celem wprowadzenia tych przepisów jest ustabilizowanie systemu elektroenergetycznego
w godzinach, w których przypada najwyższa produkcja energii z instalacji PV. Ograniczenie
mocy wprowadzanej do sieci przez instalacje fotowoltaiczne korzystające z nowego
systemu rozliczeń powinno zmniejszyć częstość i zakres redysponowania instalacji OZE, co
przyniesie korzyści wszystkim odbiorcom energii elektrycznej, którzy pośrednio ponoszą
dzisiaj koszty tych niezbędnych działań operatorskich.
Możliwość rozliczania ujemnego salda na nowych zasadach jest ograniczona czasowo.
Podmiot, który złoży stosowny wniosek, będzie uprawniony do rozliczenia ujemnego salda
przez okres 12 miesięcy, jednak nie dłużej niż do dnia 31 grudnia 2027 r. Wniosek można
złożyć powtórnie przed dniem 31 grudnia 2027 r. Dodatkowo, wytwórcy, którzy skorzystają
z nowych zasad, nie będą mogli uwzględniać wolumenu energii wyprodukowanej
i wprowadzonej do sieci w godzinach, dla których średnie ceny giełdowe były niższe niż 0
zł za 1 MWh.
Kontrakty różnicowe, których integralną częścią jest rozliczanie ujemnego lub dodatniego
salda pozostaną podstawą systemu akcyjnego. Zgodnie z Komunikatem Komisji – Wytyczne
w sprawie pomocy państwa na ochronę klimatu i środowiska oraz cele związane z energią
z 2022 r. (dalej CEEAG), który określa ramy, w jakich państwa członkowskie UE mogą
udzielać pomocy publicznej w sektorach związanych z ochroną klimatu, środowiska i energii,
systemy aukcyjne dla OZE są dozwoloną a nawet preferowaną formą wsparcia. CEEAG
promuje systemy aukcyjne jako preferowaną formę przyznawani pomocy publicznej dla
OZE, ponieważ zapewniają konkurencyjność – wsparcie przyznawane jest w procedurze
konkurencyjnej, co ogranicza nadmierne rekompensaty, minimalizuje zakłócenia
konkurencji na rynku wewnętrznym UE, umożliwia pełne pokrycie luki finansowej (do 100%
kosztów kwalifikowanych). MKiŚ postrzega możliwość stosowania kontraktów różnicowych
(dalej kontrakty CfD) jako nowoczesnej formy wsparcia, która ogranicza ryzyko cenowe dla
inwestorów.
Od 2026 r. w systemie aukcyjnym konieczne będzie uwzględnienie kryteriów pozacenowych
zgodnych z rozporządzeniem (UE) 2024/17357 (Net-Zero Industry Act). Wśród kryteriów
pozacenowych warto wymienić chociażby integrację z systemem i wpływ na jego stabilność.
W ramach nowelizacji systemu aukcyjnego planowanej już w bieżącym roku MKiŚ rozważa
wprowadzenie kryteriów pozacenowych, które będą promować inwestycje zwiększające
elastyczność i bezpieczeństwo systemu elektroenergetycznego. W szczególności rozważane
jest premiowanie instalacji zintegrowanych z magazynami energii.
W zakresie wspomnianych w zapytaniu instrumentów rekompensujących straty
producentów, takich jak fundusze wyrównawcze czy ubezpieczenia przychodów, należy
zaznaczyć, że nie mieszczą się one w zakresie kompetencji MKiŚ. Instrumenty o charakterze
finansowym, takie jak fundusze wyrównawcze czy ubezpieczenia przychodów, mogłyby
potencjalnie leżeć w gestii innych instytucji – np. Ministerstwa Finansów, Banku
Gospodarstwa Krajowego, czy instytucji ubezpieczeniowych – i wymagałyby odrębnych
analiz oraz decyzji legislacyjnych.
7 Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2024/1735 z dnia 13 czerwca 2024 r. w sprawie
ustanowienia ram środków na rzecz wzmocnienia europejskiego ekosystemu produkcji technologii neutralnych
emisyjnie i zmieniające rozporządzenie (UE) 2018/1724 (Dz.U. L, 2024/1735, 28.6.2024)
-- 6 of 8 --
7
Ministerstwo Klimatu i Środowiska ocenia, że możliwość pominięcia energii elektrycznej
wyprodukowanej w godzinach z ujemnymi cenami przy rozliczeniu aukcyjnym stanowi
istotny krok w kierunku stabilizacji sytuacji finansowej właścicieli farm fotowoltaicznych.
Dzięki niemu producenci nie ponoszą strat wynikających z konieczności sprzedaży energii
elektrycznej po ujemnych stawkach, co pomaga zachować wytwórcom przewidywalność
przychodów w ramach systemu aukcyjnego w sytuacji. Należy przy tym zaznaczyć, że unijne
wytyczne zabraniają wsparcia oraz jakichkolwiek zachęt do wytwarzania energii
elektrycznej w okresach cen ujemnych w przypadku wytwórców energii z OZE
uczestniczących w notyfikowanych systemach wsparcia.
5. Czy Ministerstwo analizuje doświadczenia Hiszpanii dotyczące kryzysu rentowności farm
fotowoltaicznych i masowej wyprzedaży projektów PV? Jakie wnioski płyną dla Polski z
przypadku hiszpańskiego, w którym nadpodaż energii słonecznej i brak odpowiednich regulacji
wsparcia doprowadziły do załamania cen energii dla PV (do poziomów poniżej kosztów
wytwarzania)? Czy resort klimatu podejmuje działania zapobiegające wystąpieniu podobnego
scenariusza w Polsce – np. poprzez przyspieszenie prac nad systemami magazynowania energii,
zmianę mechanizmów rynku energii lub dodatkowe zabezpieczenia dla inwestorów?
MKiŚ analizuje doświadczenia innych państw członkowskich UE, w tym Hiszpanii, gdzie
nadpodaż energii elektrycznej i brak odpowiednich mechanizmów wsparcia doprowadziły
do załamania cen energii elektrycznej dla PV poniżej kosztów wytwarzania oraz masowej
wyprzedaży projektów. Wnioski płynące z tego przypadku są dla Polski istotnym sygnałem,
gdyż MKiŚ jest świadome, że tzw. koszt profilu – czyli spadek wartości energii elektrycznej
wytwarzanej w godzinach szczytowej produkcji PV – powoduje, że część inwestorów
wstrzymała lub rozważa wstrzymanie budowy instalacji fotowoltaicznych, które wygrały
aukcję, oczekując na zmianę tej sytuacji.
W odpowiedzi na ten problem Ministerstwo zaproponowało w ramach projektu UD 89
rozwiązanie, którego szczegóły opisano w odpowiedzi na pyt. 4.
MKiŚ podejmuje długofalowe działania mające na celu zapobieżenie podobnemu
scenariuszowi jak w Hiszpanii, takie jak przyspieszenie rozwoju systemów magazynowania
energii – zarówno poprzez uproszczenia administracyjne, jak i mechanizmy wsparcia
magazynów energii opisane w odpowiedzi na pytanie 3. Analizujemy też możliwości
dalszego wsparcia inwestorów, zgodnie zasadami dotyczącymi pomocy publicznej
wynikającymi z wytycznych CEEAG i w ramach dostępnych kompetencji resortu.
Jednak jedynym długofalowo skutecznym rozwiązaniem problemu nadpodaży energii
elektrycznej z OZE jest dopasowanie podaży energii elektrycznej do popytu na nią.
Kluczową rolę w tym zakresie w przyszłości powinna odegrać koncepcja integracji
sektorowej, czyli harmonijnego współdziałania ze sobą różnych obszarów gospodarki.
Obejmuje ona m.in. elektryfikację procesów przemysłowych i transportu, wykorzystanie
nadwyżek energii elektrycznej z OZE do produkcji ciepła, chłodu, wodoru lub paliw
syntetycznych, a także magazynowanie energii w różnych formach (ciepło, wodór, baterie).
6. W jaki sposób nowelizacja tzw. ustawy wiatrakowej (ustawy o inwestycjach w zakresie
elektrowni wiatrowych) zostanie wykorzystana jako szansa dla rozwoju OZE i wypełnienia
zobowiązań klimatycznych Polski? Ilu nowych inwestycji wiatrowych (oraz jakiego rzędu mocy
zainstalowanej) spodziewa się Ministerstwo w wyniku złagodzenia restrykcji odległościowych
(500 m zamiast 10H) ? Czy zostały przeprowadzone analizy, w jakim stopniu dodatkowe moce
wiatrowe (np. wspomniane ~10 GW ) przełożą się na zwiększenie udziału OZE w krajowym
miksie energetycznym i redukcję emisji CO? Proszę również o informację, jakie działania
towarzyszące są planowane, aby umożliwić szybkie i efektywne przyłączenie nowych farm
wiatrowych do sieci; czy przewidziano inwestycje sieciowe lub zmiany procedur, by uniknąć
opóźnień i ograniczeń w przyłączaniu tych źródeł?
W celu właściwego zaplanowania i przeprowadzenia procesu transformacji energetycznej,
w MKiŚ trwają prace nad aktualizacją „Krajowego Planu na rzecz Energii i Klimatu na lata
-- 7 of 8 --
8
2021-2030” (dalej KPEiK) z prognozami do roku 2040. Dokument ten wskazuje na
osiągnięcie do 2030 r. 32,6% udziału OZE w końcowym zużyciu energii brutto, a w 2040 r.
udział OZE w końcowym zużyciu energii brutto może sięgnąć 58,4%.
W perspektywie 2030 r. i 2040 r. do przyrostu produkcji energii elektrycznej z OZE
w największym stopniu przyczyniać się będą elektrownie słoneczne (o mocy zainstalowanej
ok. 29 GW w 2030 r. i 46,3 GW w 2040 r.), następnie elektrownie wiatrowe na lądzie (o
mocy zainstalowanej ok. 19 GW w 2030 r. i 25,8 GW w 2040 r.) i wiatrowe na morzu (ok.
5,9 GW w 2030 r. i 17,9 GW w 2040 r.), które funkcjonować będą w KSE od ok. 2026 r.
Nowelizacja jest działaniem niezbędnym do wypełnienia powyższych celów dedykowanych
energetyce wiatrowej na lądzie.
Przyjmuje się, że utrzymanie odległości minimalnej na poziomie 700 m oznaczać będzie, że
do 2030 r. powstałyby co najwyżej 4 GW nowych mocy wiatrowych. Wprowadzenie
odległości minimalnej 500 m oznacza szansę na budowę w tym czasie ponad 10 GW
nowych wiatraków na lądzie.
W odniesieniu do kwestii przyłączeniowych należy wskazać, że elektrownie wiatrowe
stanowić będą ważną składową polskiego miksu energetycznego. Według Planu rozwoju
w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na
lata 2025-2034 w ww. okresie OSP planuje przeznaczyć ok. 64 mld zł na rozwój sieci
przesyłowej. Inwestycje te w perspektywie 10 najbliższych lat pozwolą na zwiększenie
łącznej mocy zainstalowanej elektrowni wiatrowych do 19 GW, co przełoży się na potencjał
produkcyjny rzędu 55 TWh. W chwili obecnej łączna moc zainstalowana lądowych
elektrowni wiatrowych wynosi ok. 10 GW.
Nowelizacja nie skupia się na przyśpieszeniu procedur dotyczących przyłączenia elektrowni
wiatrowych. Natomiast podejmowane są działania mające na celu przyśpieszenie procesu
inwestycyjnego w innych obszarach. Obecnie najdłuższym i najbardziej skomplikowanym
etapem jest etap środowiskowy i planistyczny. Nowelizacja wprowadza ustandaryzowanie
jednoczesnego prowadzenia procedury środowiskowej i planistycznej. Możliwe będzie
rozpoczęcie postępowania w sprawie wydania decyzji o środowiskowych
uwarunkowaniach w przypadku braku obowiązywania miejscowego planu
zagospodarowania przestrzennego (dalej MPZP) i przedłożenie MPZP (wypisu, wyrysu)
dopiero przed wydaniem decyzji.
Ponadto należy wskazać, że nowelizacja dostosowuje istniejące mechanizmy prawne
i pozwala na m.in. lokalizowanie elektrowni wiatrowych przy wykorzystaniu trybu
zintegrowanego planu inwestycyjnego (dalej ZPI). Zmiany te w znaczący sposób wpłyną na
skrócenie procesów inwestycyjnych dla lądowych elektrowni wiatrowych.
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 --