Pakiet antyblackoutowy i nowe obowiązki państwa. Kto prawnie odpowiada za odporność systemu?

Zabezpieczenie wymagane od inwestora starającego się o przyłączenie do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1kV może sięgnąć 12 mln zł. Nie jest to mała kwota, jednakże odpowiedzialność operatora przesyłowego za szkody powstałe wskutek nadzwyczajnych ograniczeń (jeśli zostały spełnione przesłanki z art. 11e Prawa energetycznego) może wynieść łącznie nawet 250 mln zł. Prawo coraz mocniej łączy więc rozwój nowych źródeł energii z bezpieczeństwem systemu. Leży to w gestii niejednej instytucji. PSE prowadzą ruch systemu, operatorzy dystrybucyjni pilnują swoich sieci, uczestnicy rynku spełniają wymagania techniczne, URE nadzoruje część reguł, a ustawodawca zakreśla ramy prawne.

Obowiązki związane z bezpieczeństwem KSE są podzielone między kilka podmiotów

Krajowy System Elektroenergetyczny wymaga stałej równowagi. W przeciwnym razie czekają nas problemy. Produkcja i zużycie energii muszą się bilansować, a napięcie oraz częstotliwość pozostawać w bezpiecznych wartościach. Ewentualne zakłócenie może bardzo szybko rozprzestrzenić się po większym obszarze kraju.

Główną rolę operacyjną odgrywają Polskie Sieci Elektroenergetyczne. Są operatorem systemu przesyłowego i prawo energetyczne daje im m.in. możliwość nakazania wytwórcy albo właścicielowi magazynu zmiany obciążenia, uruchomienia jednostki lub jej odstawienia. W szczególnych sytuacjach może to oznaczać ograniczenie poboru albo przerwanie zasilania części odbiorców. Ważne są tutaj zwłaszcza art. 11c i 11d ustawy Prawo energetyczne.

Jednak PSE nie kontrolują wszystkiego. Ważną rolę mają też OSD. Operatorzy odpowiadają za własne sieci i wykonują zadania przewidziane w procedurach obrony oraz odbudowy systemu. Ich znaczenie stale rośnie. Powodem jest coraz większa liczba źródeł przyłączanych bezpośrednio do sieci dystrybucyjnych.

Osobną grupę stanowią Znaczący Użytkownicy Sieci, czyli SGU. Nie chodzi o wszystkich prosumentów. Są to konkretne podmioty objęte obowiązkami wynikającymi z procedur systemowych. 7 września 2026 r. Urząd Regulacji Energetyki opublikował decyzję zmieniającą wykaz SGU odpowiedzialnych za wdrażanie środków przewidzianych w kodeksie NC ER.

Prezes URE zatwierdza część najważniejszych mechanizmów. Ustawodawca natomiast tworzy przepisy. Do administracji należy też uruchamianie instrumentów, które wymagają decyzji publicznej.

Pytania o przyczyny znacznej awarii nie powinny dot. tylko PSE. Najpierw trzeba odtworzyć bieg zdarzeń. Dopiero wtedy można ustalić obowiązki poszczególnych podmiotów i ocenić, czy zostały prawidłowo wykonane.

Pakiet antyblackoutowy to więcej niż jedna ustawa

Pod pojęciem pakietu antyblackoutowego kryje się większy zestaw zmian prawnych, ale też technicznych i organizacyjnych. 8 września 2025 r. PSE poinformowały, że Ministerstwo Energii wspólnie z operatorem przygotowało inicjatywy mające zwiększyć odporność KSE na awarie, zakłócenia i cyberataki. Plan obejmował m.in. Prawo energetyczne, przepisy o cyberbezpieczeństwie oraz Prawo zamówień publicznych.

Jednym z najważniejszych elementów był projekt UC84. Można go uznać za zakończony etap. Projekt trafił do Sejmu 13 stycznia 2026 r., a 27 lutego posłowie uchwalili ustawę. Senat zgłosił poprawki 4 marca, które zostały przyjęte przez Sejm 13 marca. 2 kwietnia Prezydent podpisał ustawę. Została ona ogłoszona 15 kwietnia 2026 r. pod poz. 516.

Większość zmian zaczęła obowiązywać już 30 kwietnia tego roku. Natomiast część wejdzie w życie dopiero za nieco ponad tydzień, tj. 16 października.

Przyłączenie do sieci wymaga większego zaangażowania finansowego

Dostęp do sieci stał się wąskim gardłem. Chętnych jest wielu i do tego stopnia, że w części obszarów liczba planowanych inwestycji wyraźnie przewyższa dostępne możliwości przyłączeniowe.

Problem stanowiły także projekty blokujące zdolności sieciowe, mimo że ostatecznie nie dochodziły do skutku. Nowe przepisy mają to ograniczyć. Ustawa z 13 marca 2026 r. mocniej powiązała rezerwację miejsca w sieci z rzeczywistą gotowością inwestora. Przy przyłączeniu do sieci powyżej 1 kV obowiązuje teraz bezzwrotna opłata za założenie wniosku o określenie warunków przyłączenia. Stawka to 1 zł na każdy kilowat mocy przyłączeniowej. Przy czym łączna kwota nie może przekroczyć 100 tys. zł.

Wzrosła także zaliczka i obecnie wynosi 60 zł/kW. Jej maksymalny poziom przepisy podniosły do 6 mln zł. Do tego dochodzi zabezpieczenie wykonania zobowiązań wynikających z umowy o przyłączenie do sieci. Dla pierwszych 100 MW stawka wynosi 30 zł/kW. Powyżej tego poziomu kwota rośnie do 60 zł/kW, a całe zabezpieczenie może urosnąć nawet do 12 mln zł, z zastrzeżeniem przewidzianych ustawą wyjątków i przepisów przejściowych. Wartości te wynikają wprost z ustawy.

Założeniem jest zwiększenie finansowego zaangażowania podmiotu rezerwującego zdolność przyłączeniową. Inwestor rzeczywiście zainteresowany budową instalacji musi wcześniej wyłożyć własny kapitał, co ma ograniczać składanie wniosków służących jedynie blokowaniu dostępnych zdolności.

Terminy wynoszą 24, 36 i 60 miesięcy

Nowe zasady, prócz finansów, dot. także terminów. Dla nowych umów przyłączeniowych do sieci powyżej 1 kV ustawa wprowadza konkretne etapy realizacji. Instalacje fotowoltaiczne i bateryjne magazyny energii mają 24 miesiące na osiągnięcie wskazanego w przepisach etapu (chodzi o uzyskanie wymaganej ostatecznej decyzji o pozwoleniu na budowę). Dla elektrowni wiatrowych i instalacji wykorzystujących biogaz przewidziano 36 miesięcy. Z kolei 60 miesięcy otrzymała infrastruktura potrzebna kolejowej sieci trakcyjnej.

Konsekwencje przekroczenia ww. terminów mogą być poważne, bowiem umowa co do zasady wygasa z mocy prawa, jeśli nie zostaną spełnione wymagania ustawowe. Dużej ostrożności wymaga ocena przepisów przejściowych. Pojawią się w nich okresy 30-, 42- i 60-miesięczne. Nie można jednak automatycznie przypisywać ich każdej rozpoczętej już inwestycji, ponieważ odnoszą się do konkretnych kategorii wcześniej zawartych umów. Każdy taki przypadek wymaga osobnej analizy.

Elastyczne przyłączenia pozwalają lepiej wykorzystać sieć

Reforma to nie tylko opłaty, ale też zachęty. Jednym z kierunków jest bardziej elastyczne korzystanie z istniejącej infrastruktury. Prawo dopuszcza elastyczne i konfigurowalne umowy przyłączeniowe. Operator może w nich powiązać możliwość wprowadzenia lub pobierania energii z bieżącymi warunkami pracy sieci. Dzięki temu inwestycja może uzyskać przyłączenie nawet wtedy, gdy pełna moc nie jest dostępna przez całą dobę.

Rozszerzono też współdzielenie infrastruktury przyłączeniowej. Jedno przyłącze może obsługiwać kilka instalacji. Dot. to również magazynów energii.

Rozwiązanie jest szczególnie użyteczne przy różnych profilach pracy instalacji wytwórczych i magazynów energii. Profile pracy fotowoltaiki, energetyki wiatrowej i magazynów energii mogą się wzajemnie uzupełniać, a ich moc nie musi osiągać maksimum w tym samym czasie. Wspólne przyłącze pozwala więc lepiej wykorzystać już istniejącą sieć, bez prostego zwiększania jej fizycznej przepustowości.

Ustawa korygująca nadal nie weszła w życie

Gdy już reforma zaczęła obowiązywać, pojawiła się potrzeba poprawienia części przepisów przejściowych. 18 czerwca 2026 r. do Sejmu trafił projekt oznaczony później drukiem nr 2750. Miał doprecyzować, kogo i w jakim okresie obejmie obowiązek wniesienia lub uzupełnienia zaliczki na opłatę za przyłączenie. Sejm uchwalił ustawę 31 lipca, Senat nie zgłosił poprawek. Jednak 28 sierpnia Prezydent skierował ją do ponownego rozpatrzenia.

17 września komisje sejmowe opowiedziały się za ponownym uchwaleniem ustawy. Sprawa pozostaje więc na 7 października wciąż otwarta, a los projektu nie został jeszcze przesądzony.

RfG różnicuje wymagania wg mocy instalacji

Bezpieczeństwo zaczyna się przed awarią. Liczy się zachowanie urządzeń. Dlatego przepisy różnicują wymagania wobec jednostek wytwórczych wg ich znaczenia dla systemu.

30 maja 2025 r. URE poinformował, że Prezes zatwierdziła 15 maja nowe Wymogi Ogólnego Stosowania przygotowane przez PSE na podstawie kodeksu RfG. Zaczęły obowiązywać 1 grudnia 2025 r. Dzielą się cztery rodzaje:

• typ A – obejmuje moce od 0,8 kW do < 0,2 MW,
• typ B – od 0,2 MW do < 10 MW,
• typ C – od 10 MW do < 75 MW,
• typ D – od 75 MW, przy czym obejmuje też moduły przyłączone na napięciu co najmniej 110 kV, niezależnie od ich mocy.

PSE przedstawiają te wymogi na stronie poświęconej kodeksowi RfG. Zostały one zatwierdzone dla Polski decyzją Prezesa URE z 16 lipca 2018 r. Dla typów B, C i D nowe wymagania dot. warunków przyłączenia wydawanych od 1 grudnia 2025 r. Odpowiednie wymagania dla typu A zaczną obowiązywać od 1 stycznia 2027 r.

Typy B i C mają inną ścieżkę niż typ D

Procedury dokumentacyjne nie są jednakowe. To źródło częstych nieporozumień. Kodeks RfG przewiduje różne rozwiązania zależnie od rodzaju modułu. Dla typów B i C stosuje się dokument PGMD. Służy on wykazaniu zgodności jednostki z wymaganiami technicznymi.

Sytuacja wygląda inaczej w przypadku typu D. Tutaj działa procedura EON-ION-FON. EON umożliwia podanie napięcia, ION daje tymczasowe pozwolenie na użytkowanie, a FON stanowi pozwolenie ostateczne. ION nie obowiązuje bezterminowo. Maksymalny okres statusu wynosi zasadniczo 24 miesiące. W określonych przypadkach okres ten może zostać przedłużony. Reguły określa rozporządzenie Komisji (UE) 2016/631 z 14 kwietnia 2016 r.

Gdy prewencja nie wystarcza, uruchamiają się procedury obronne

Wymagania techniczne mają zapobiegać problemom. Jednak nie zawsze to wystarcza. Gdy zakłócenie już zdążyło się rozwinąć, znaczenie zyskują procedury przewidziane w kodeksie NC ER. PSE wskazują, że regulacja określa zasady współpracy OSP, OSD, SGU oraz dostawców usług obrony i odbudowy. Operator przygotowuje plan obrony oraz plan odbudowy przy współudziale pozostałych uczestników systemu.

Plan ochrony ma nie dopuszczać do tego, by awarie zdążyły się rozwinąć. Niekiedy takie działanie wymaga radykalnych kroków. Jednym z nich jest automatyczne odłączenie części odbiorców przy niebezpiecznym spadku częstotliwości. Jest to kontrolowana reakcja ochronna, bo system rezygnuje wtedy z części obciążenia, aby nie dopuścić do poważniejszego załamania. Zasady określa rozporządzenie Komisji (UE) 2017/2196 z 24 listopada 2017 r. Akt zobowiązuje też operatorów dystrybucyjnych do przekazywania danych potrzebnych do nadzorowania tych mechanizmów.

W przypadku przejścia systemu do stanu wymagającego odbudowy uruchamia się działania przewidziane w planie odbudowy. Określa on bowiem sposób ponownego podawania napięcia, przyłączenia odbiorców oraz synchronizacji kolejnych części systemu.

Stopnie zasilania są osobnym mechanizmem

Stopnie zasilania nie są tym samym co automatyczna obrona systemu. Działają wg innych zasad i mają inną podstawę prawną, mianowicie art. 11 i 11 c. Warto w tym miejscu powołać się na Decyzję Prezesa URE nr DRE.WKP.481.1.3.2026.MFr z dnia 27 maja 2026 r. System obejmuje stopnie od 11 do 20. Co do zasady obejmuje obiekty odbiorców o łącznej mocy umownej co najmniej 300 kW, zatem nie dotyczy przede wszystkim mieszkań.

Prawo rozróżnia także krótką interwencję operatora od decyzji administracji państwowej. OSP może, w sytuacji zagrożenia bezpieczeństwa dostaw i na warunkach określonych w art. 11c, czasowo wprowadzić ograniczenia, max. na 72 godziny. Dłuższe ograniczenia wymagają innej procedury. Do gry wchodzi tutaj Rada Ministrów, która wydaje rozporządzenie na wniosek ministra właściwego do spraw energii.

Awaria w Hiszpanii i Portugalii pokazała, jak skomplikowany jest problem

Awaria, która 28 kwietnia 2025 r. dotknęła Półwysep Iberyjski mocno wpłynęła na europejską debatę o stabilności systemów elektroenergetycznych. Zdarzenie miało wiele przyczyn i z całą pewnością udział OZE czy jedno zjawisko związane z napięciem nie stanowią dostatecznego wyjaśnienia.

Eksperci analizowali zdarzenia w Hiszpanii i Portugalii, a wnioski z ich prac znalazły się w raporcie ENTSO-E, opublikowanym 20 marca 2026 r. Dochodzenie prowadził 49-osobowy zespół złożony m.in. z przedstawicieli operatorów, regulatorów, ACER oraz regionalnych centrów koordynacyjnych. Wskazał on kilka współdziałających czynników. Pojawiły się oscylacje, wystąpiły również problemy z kontrolą napięcia i mocy biernej, różnice w praktykach regulacyjnych oraz szybkie redukcje mocy i odłączenia generatorów. Znaczenie miało także to, że zdolności stabilizacyjne nie były rozmieszczone równomiernie. Wg ENTSO-E sekwencja zdarzeń doprowadziła do gwałtownego wzrostu napięcia, a następnie kaskadowego odłączania źródeł.

Z tego płynie pewien wniosek dla Polski. Sama rezerwa mocy nie wystarczy, gdyż operator musi ponadto kontrolować napięcie, moc bierną, dynamikę źródeł, zabezpieczenia i przepływ informacji.

Tryb sieciotwórczy nabiera znaczenia

Przez lata dużą część stabilności systemu zapewniały generatory synchroniczne. Wynikało to z ich fizycznych właściwości. Jakkolwiek wraz ze wzrostem liczby urządzeń pracujących przez przekształtniki trzeba szukać dodatkowych sposobów utrzymywania parametrów sieci. Jednym z nich jest tryb sieciotwórczy. Odpowiednio sterowany przekształtnik może aktywnie ksztłatować napięcie i częstotliwość, zamiast jedynie dostosowywać się do parametrów istniejącej sieci.

Nie jest to jednak powszechny obowiązek, przynajmniej na razie. Nie istnieje powszechny obowiązek, by magazyn energii pracował w trybie sieciotwórczym. Choć trzeba dodać, że 7 stycznia 2026 r. PSE poinformowały o rozpoczęciu prac nad wymaganiami technicznymi dot. takich zdolności, zwłaszcza dla zasobów przyłączanych przez przekształtniki, w tym także dla magazynów energii.

Gdzie kończy się odpowiedzialność operatora?

Po awarii pojawia się kwestia odszkodowań. Prawo nie nakłada jednak na PSE pełnej odpowiedzialności w każdej okoliczności. Art. 11e Prawa energetycznego przewiduje wprawdzie możliwość odpowiedzialności operatora, jeśli ograniczenia wynikały z okoliczności, za które odpowiadał. Znaczenie ma np. niedbalstwo. Chodzi m.in. o ocenę, czy wprowadzenie ograniczeń było rzeczywiście uzasadnione. Jednakże zakres roszczeń jest ograniczony.

Przepisy koncentrują się na szkodzie rzeczywistej, którą jest np. uszkodzenie, zniszczenie lub utrata rzeczy ruchowej oraz uszkodzenie lub zniszczenie nieruchomości. Całkowita odpowiedzialność operatora jest limitowana w zależności od liczby użytkowników objętych przerwami lub ograniczeniami. Przy 1mln użytkowników limit wynosi 250 mln zł. Natomiast dla jednego gospodarstwa domowego limit wynosi 5 tys. zł.

Żądanie naprawienia szkody trzeba zgłosić właściwemu operatorowi systemu elektroenergetycznego przed upływem 180 dni od dnia zniesienia ograniczeń. Po tym terminie roszczenie wygasa.

Ograniczenia wprowadzone przez rząd podlegają innym zasadom

Inaczej mają się sprawy, gdy ograniczenia wprowadza Rada Ministrów. Art. 11 ust. 8 Prawa energetycznego stanowi, że przedsiębiorstwa energetyczne nie odpowiadają za skutki takich ograniczeń. Co nie znaczy też, że zawsze i bezwarunkowo koszty ponosi Skarb Państwa.

Sam art. 11 ust. 8 nie przewiduje odrębnego roszczenia wobec państwa. Ewentualna odpowiedzialność wymagałaby więc znalezienia innej podstawy prawnej. Trzeba by także spełnić jej przesłanki.

A jak wygląda sprawa przy ograniczeniu produkcji OZE?

Awaria systemowa nie jest tym samym co nierynkowe redysponowanie. Są to dwa różne mechanizmy. Operator może ze względów technicznych ograniczyć produkcję konkretnej instalacji, mimo że cały system nadal pracuje. Zasady rekompensaty określa art. 13 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943. Przewiduje on rekompensatę zanierynkowe redysponowanie, choć zawiera także wyjątki.

Natomiast Prawo energetyczne reguluje procedurę dochodzenia takich należności w Polsce. Należy wyciągnąć z tego wniosek, że przerwa po awarii, stopnie zasilania i ograniczenie produkcji źródła to trzy odmienne sytuacje prawne.

Po awarii najpierw trzeba ustalić fakty

System pozostawia po sobie wiele danych. Stanowią one ważny materiał dowodowy. Rejestrowane są m.in. stany urządzeń, napięcie, częstotliwość, działanie zabezpieczeń oraz polecenia wydawane przez dyspozytorów. Na tej podstawie można odtworzyć kolejność działań w czasie wystąpienia awarii. Prawo przewiduje też formalną ocenę. Art. 11c Prawa energetycznego zobowiązuje OSP do przygotowania raportu dla ministra właściwego do spraw energii i Prezesa URE.

Termin wynosi 60 dni od zniesienia ograniczeń. Raport ma wskazywać przyczyny zagrożenia. Powinien również oceniać zasadność podjętych działań i staranność uczestników systemu. Potem do gry wchodzi regulator. Prezes URE ma 30 dni na przekazanie ministrowi swojej opinii.

Nie ma więc podstaw, by twierdzić, że po każdej większej awarii Prezes URE automatycznie tworzy stałą komisję powypadkową. Ustawa przewiduje konkretny tryb raportowania i to właśnie ta procedura ma znaczenie prawne.

NCAE już działa. Jakie są jego zadania?

Narodowe Centrum Analiz Energetycznych już funkcjonuje. 12 marca 2026 r. PSE opisały je jako ośrodek analityczno-technologiczny utworzony przez operatorów strategicznej infrastruktury energetycznej.

Rolę wiodącą pełnią PSE, choć w przedsięwzięciu uczestniczą również GAZ-SYSTEM i PERN. Centrum prowadzi już konkretne projekty. Zajmuje się m.in. integracją sektorów oraz elektryfikacją ciepłownictwa. PSE podały również, że NCAE złozyło wniosek w ramach pierwszej piaskownicy regulacyjnej Prezesa URE.

NCAE nie jest jednak kolejnym operatorem ani nie zastępuje regulatora. Jego zadaniem są przede wszystkim analizy, modelowanie oraz wspieranie decyzji o znaczeniu strategicznym.

Odporność nie oznacza braku awarii

Zmiany z lat 2025-2026 mocno przebudowały prawne otoczenie KSE. Zaostrzono zasady rezerwowania zdolności przyłączeniowych, pojawiły się nowe zabezpieczenia finansowe, terminy dla inwestorów i kolejne wymagania techniczne wobec źródeł oraz magazynów. Nie daje to jednak gwarancji wyeliminowania w ogóle awarii, gdyż takiej gwarancji nic dać nie może. Żadna pojedyncza ustawa nie zabezpieczy w 100 proc. systemu.

Odporność buduje się na kilku poziomach. Urządzenia mogą spełniać wymagania, operatorzy potrzebują wiarygodnych danych, a OSD i znaczący użytkownicy sieci muszą prawidłowo wykonywać powierzone im zadania.

Szczególna rola PSE polega na koordynowaniu całego systemu. Gdy zakłócenie narasta, wchodzą w życie procedury planu obrony, a po utracie zasilania uruchamiane są działania służące odbudowie systemu. Państwo dysponuje jeszcze innymi narzędziami. Może formalnie wprowadzać ograniczenia, korzystając przy tym z instrumentów administracyjnych przewidzianych w przepisach.

Przywołane już w tym artykule doświadczenia z Hiszpanii i Portugalii pokazują, dlaczego potrzebne jest takie wielowymiarowe podejście. ENTSO-E w raporcie z 20 marca 2026 r. wskazało, że rozległa awaria może wynikać z nałożenia się wielu problemów technicznych i organizacyjnych. Nie ma więc jednej instytucji odpowiedzialnej za odporność KSE. Odpowiedzialność jest podzielona. Każdy podmiot odpowiada w granicach swoich ustawowych kompetencji i obowiązków.

Odporność jest czymś więcej niż tylko próbą uniknięcia awarii. Ważna jest także reakcja odpowiednich organów i osób. System powinien możliwie szybko wykryć zakłócenie, powstrzymać jego narastanie, ograniczyć idące za tym skutki, ale także po utracie zasilania sprawnie wrócić do normalnej pracy.

---

Michał Krajniak

Dziennikarz analityczny, który patrzy na energetykę przez pryzmat polityki i gospodarki. Opisuje wyzwania sektora oraz przygląda się postępującym trendom rynkowym.