Od końca kwietnia obowiązują nowe przepisy, które mają na celu zablokowanie projektów przyłączeniowych dotyczących odnawialnych źródeł energii (OZE), które nie mają realnych szans na szybką realizację. Zmiany te mają usprawnić proces przyłączania nowych mocy do sieci. Doktor Michał Będkowski-Kozioł wyjaśnia, jak reforma będzie działać krok po kroku.
Od dawna w branży mówiło się o olbrzymiej liczbie wniosków o przyłączenie, sięgającej dziesiątek, a nawet ponad 100 GW mocy, podczas gdy rzeczywiste możliwości przyłączeniowe były znacznie niższe. Niska opłata wstępna, brak kamieni milowych (kluczowych etapów realizacji projektu) oraz słabe powiązanie postępów prac projektowych z utrzymaniem warunków przyłączeniowych sprawiły, że „slot przyłączeniowy” stał się narzędziem spekulacyjnym, a nie motorem rozwoju nowych mocy wytwórczych.
Sytuację tę ma zmienić ustawa z dnia 13 marca 2026 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw, opublikowana w Dzienniku Ustaw pod pozycją 516. Nowelizacja weszła w życie 30 kwietnia br. Reforma ta ma na celu deregulację systemu i implementację prawa Unii Europejskiej. Zmienia ona nie tylko zasady gry, ale także definiuje na nowo, kto będzie mógł w niej uczestniczyć i na jakich warunkach. Poniżej przedstawiamy kluczowe szczegóły, w tym przepisy przejściowe.
Jak zmieni się model finansowania? Kosztowne zabezpieczenia
Najbardziej odczuwalną zmianą jest nowy, trójstopniowy model zaangażowania finansowego inwestora. Na pierwszym etapie pojawia się bezzwrotna opłata za złożenie wniosku o określenie warunków przyłączenia, wynosząca 1 zł za 1 kW mocy przyłączeniowej, z maksymalnym pułapem 100 tys. zł. Następnie wymagana jest zaliczka, podniesiona z 30 zł do 60 zł za kW, z limitem 6 mln zł. Na końcu umowy znajduje się zabezpieczenie, które wynosi od 30 do 60 zł za kW, zależnie od wielkości projektu, z maksymalnym pułapem 12 mln zł.
Ten mechanizm ma wyraźnie odsiać projekty czysto „papierowe”. Jednocześnie podnosi próg wejścia na rynek, co dla mniejszych deweloperów może stanowić znaczącą barierę nie do pokonania.
Dla rynku oznacza to zmianę filozofii. Dotychczas można było rozwijać portfel projektów stosunkowo tanio i sprzedawać go na wczesnym etapie. Nowy model premiuje projekty gotowe do realizacji. W praktyce wzmacnia to pozycję dużych, niezależnych producentów energii (IPP), funduszy infrastrukturalnych oraz podmiotów posiadających dostęp do własnego kapitału lub kredytu korporacyjnego. Są to podmioty, które są w stanie zainwestować środki, zanim projekt osiągnie wartość bankowalną.
Dla mniejszych firm pojawia się klasyczny problem błędnego koła: bank oczekuje umowy przyłączeniowej, ale jej zawarcie wymaga wcześniejszego zablokowania środków. Ten aspekt zmienia strukturę rynku w równym stopniu, co same stawki.
Kamienie milowe zdyscyplinują rynek. Termin na pozwolenie na budowę
Drugim filarem reformy są kamienie milowe. Umowa o przyłączenie nie będzie już dokumentem, który można „przetrzymywać” przez lata bez konsekwencji. Jeśli inwestor nie uzyska pozwolenia na budowę w ustawowym terminie, umowa wygasa z mocy prawa.
Zgodnie z założeniem projektodawców, dla fotowoltaiki (PV) i magazynów energii czas na uzyskanie pozwolenia na budowę od momentu zawarcia umowy ma wynosić 24 miesiące. Dla farm wiatrowych i biogazowni będzie to 36 miesięcy, a dla infrastruktury kolejowej 60 miesięcy. Jednocześnie ustawa przewiduje katalog okoliczności, które mają chronić inwestora przed utratą umowy pomimo dochowania należytej staranności, zwłaszcza gdy opóźnienia wynikają z przewlekłości postępowań administracyjnych. Ciężar wykazania tej staranności spoczywa jednak na inwestorze, co podnosi znaczenie dobrze prowadzonej dokumentacji i korespondencji z organami do rangi realnego zabezpieczenia prawnego.
W tym miejscu widać największe napięcie między celem reformy a realiami krajowych procesów inwestycyjnych. Ustawodawca zakłada, że kamienie milowe zdyscyplinują rynek, jednak postępowania środowiskowe, planistyczne i budowlane w Polsce bywają czasochłonne i często przekraczają oczekiwania inwestorów co do terminów. Z tego powodu część przepisów przejściowych budzi więcej pytań niż odpowiedzi. Dla projektów „w toku” wprowadzono pewne złagodzenia, m.in. krótszy okres na dostosowanie harmonogramów i obniżenie poziomu wymaganych zabezpieczeń. Jednakże w przypadku starszych umów okno czasowe na reakcję jest skrajnie wąskie. W praktyce może to oznaczać wygaszenie znacznej części najstarszych projektów w kolejce przyłączeniowej, nawet jeśli intencją było jedynie jej uporządkowanie.
Na uwagę zasługuje również kwestia transparentności. Operatorzy sieci mają publikować informacje o dostępnych mocach przyłączeniowych wraz z prognozą pięcioletnią, statusie każdego wniosku, odmowach przyłączenia wraz z uzasadnieniem oraz jednolitym zbiorze zasad i kryteriów.
Pierwsze publikacje mają zostać udostępnione do 31 sierpnia 2026 r., a pełne systemy informatyczne mają zostać uruchomione w ciągu 24 miesięcy. Nie jest to kosmetyczna zmiana. Dla rynku, który od lat funkcjonował w warunkach asymetrii informacji, jawność staje się warunkiem konkurencji, a nie jedynie dodatkiem wizerunkowym.
Beneficjenci nowego systemu
Wśród beneficjentów nowelizacji wyraźnie można wskazać trzy grupy. Pierwsza to duzi gracze i fundusze, które zyskają na „oczyszczeniu” kolejki przyłączeniowej i na wzroście wartości portfeli projektów znajdujących się już na zaawansowanym etapie realizacji.
Druga grupa to segment biogazu i biometanu, dla którego ustawa przewiduje preferencyjne traktowanie w procesie przyłączeniowym. W uzasadnieniu projektu podkreślono m.in. znaczenie tych instalacji dla stabilności systemu oraz potrzebę uwzględniania ich w planach rozwoju sieci.
Trzecia grupa to deweloperzy magazynów energii i projektów hybrydowych. Rozszerzenie tzw. „cable pooling” (wspólnego wykorzystania przyłącza) na magazyny, bez konieczności składania nowego wniosku i wnoszenia nowej zaliczki przy zachowaniu tej samej mocy przyłączeniowej, może okazać się jednym z najbardziej praktycznych narzędzi całej reformy.
Kto może stracić na reformie przyłączeń OZE?
Po drugiej stronie znajdują się mniejsi deweloperzy, w szczególności krajowe MŚP pozbawione silnego zaplecza kapitałowego. Dla nich reforma oznacza nie tylko wyższy koszt wejścia, ale także większe ryzyko utraty wartości projektu w przypadku opóźnień, na które nie zawsze mają wpływ.
Model „develop & flip”, oparty na stosunkowo niskokosztowym rozwijaniu projektu i jego późniejszym przekazaniu większemu inwestorowi, może być trudniejszy do realizacji w systemie, w którym utrzymanie miejsca w kolejce wiąże się z wyższymi kosztami, a umowa przyłączeniowa obowiązuje krócej. Podmioty zajmujące się obrotem projektami również będą musiały dostosować się do nowych warunków, ponieważ zmieniają się zasady dotyczące możliwości przenoszenia praw do dostępu do sieci.
Uwaga na przepisy przejściowe
Istotnym elementem reformy, który w praktyce zdecyduje o jej skutkach w najbliższych latach, są przepisy przejściowe. Ich ocena nie jest jednoznaczna i wymaga bardziej zniuansowanego podejścia.
Wśród rozwiązań racjonalnych należy wymienić przede wszystkim próbę złagodzenia skutków reformy dla projektów będących już w toku. Ustawodawca przewidział m.in. wydłużony – do 30 miesięcy – okres na uzyskanie pozwolenia na budowę dla części projektów fotowoltaicznych, istotne obniżenie poziomu wymaganych zabezpieczeń dla istniejących umów, a także zmianę momentu ich wnoszenia – już po zawarciu umowy, a nie przed jej podpisaniem. Są to instrumenty, które mają na celu ograniczenie ryzyka gwałtownego „szoku regulacyjnego”.
Jednocześnie część przepisów przejściowych budzi poważne wątpliwości praktyczne. Dotyczy to w szczególności regulacji odnoszących się do najstarszych umów przyłączeniowych – zawartych ponad 48 miesięcy temu.
W ich przypadku ustawowe terminy na wykazanie uzyskania pozwolenia na budowę mogą okazać się bardzo wymagające w kontekście realiów krajowych procedur administracyjnych. W konsekwencji istnieje realne ryzyko systemowego wygaszenia znacznej części najstarszych projektów w kolejce przyłączeniowej. Niezależnie od intencji ustawodawcy, efekt ten powinien być traktowany jako świadomy i zakomunikowany element polityki regulacyjnej.
Dodatkowe wątpliwości rodzi konstrukcja przepisów dotyczących biegu terminów przewidzianych dla tych umów. Powstaje bowiem pytanie, czy należy je liczyć od momentu wejścia w życie całej ustawy, czy dopiero od chwili wejścia w życie konkretnych regulacji przejściowych (chodzi tutaj o art. 14 ustawy nowelizującej). Przyjęcie pierwszej interpretacji oznaczałoby w praktyce konieczność podejmowania działań przez inwestorów niemal natychmiast po publikacji ustawy – bez możliwości oczekiwania na formalne wejście w życie kluczowych przepisów. Taka konstrukcja zwiększa niepewność prawną i może prowadzić do sporów interpretacyjnych.
Ogólnie rzecz biorąc, nowelizację należy ocenić jako krok w dobrym kierunku, choć obciążony istotnymi kosztami dostosowawczymi. Regulacja trafnie diagnozuje problemy systemowe i wpisuje się w kierunek europejskiej polityki energetycznej, kładącej nacisk na efektywność i terminowość przyłączeń. Wprowadzenie kamieni milowych, rozbudowanego systemu zabezpieczeń oraz większej transparentności to rozwiązania od dawna postulowane przez bardziej dojrzałą część rynku.
Nie można jednak pomijać krótkoterminowych konsekwencji. W latach 2026–2027 należy liczyć się z przejściowym spowolnieniem aktywności inwestycyjnej, wynikającym zarówno z niepewności interpretacyjnej, jak i konieczności dostosowania modeli finansowania oraz „wyczyszczenia” części portfeli projektowych.
W średnim horyzoncie, przy założeniu równoległego przyspieszenia inwestycji w sieci elektroenergetyczne, uporządkowanie kolejki przyłączeniowej powinno przełożyć się na wzrost efektywności i dynamiki nowych inwestycji. Kluczowe pozostaje jednak pytanie o strukturę rynku. Wzmocnienie roli dużych podmiotów i kapitału instytucjonalnego – w tym zagranicznego – jest naturalnym etapem dojrzewania sektora, ale jednocześnie oznacza ryzyko dalszej marginalizacji krajowych, mniejszych deweloperów.
Wyniki Biznes Fakty:
Od 2026 roku przedsiębiorcy działający w sektorze OZE, a zwłaszcza mniejsi deweloperzy, muszą liczyć się z istotnymi zmianami. Wprowadzone reformy znacząco podnoszą próg wejścia na rynek poprzez zwiększenie opłat i zaliczek, a także wprowadzają wymóg terminowego uzyskiwania pozwoleń na budowę (kamienie milowe), pod rygorem utraty umowy przyłączeniowej. Oznacza to konieczność posiadania większych zasobów kapitałowych na wczesnym etapie inwestycji oraz lepszego planowania i zarządzania procesami administracyjnymi. Z drugiej strony, reforma ta ma uporządkować rynek, zwiększyć transparentność i potencjalnie przyspieszyć realizację projektów, co może być korzystne dla większych, stabilnych finansowo graczy, funduszy inwestycyjnych, a także dla rozwoju segmentów biogazu, biometanu i magazynów energii.
Szczegóły można znaleźć na stronie internetowej : businessinsider.com.pl