30 października mija ważny termin dla OZE. Czy z sieci znikną projekty „zombie” i uwolnią się gigawaty mocy?

Już 30 października 2026 r. upływa termin wniesienia lub uzupełnienia zaliczek na poczet opłat za przyłączenie do sieci elektroenergetycznej dla określonej grupy inwestorów. Niedopełnienie tego obowiązku oznacza utratę ważności wydanych warunków przyłączenia z mocy prawa. Dla polskiego rynku odnawialnych źródeł energii może to być kolejny przełomowy moment w procesie eliminowania projektów określanych mianem „zombie” – inwestycji, które od lat zajmują miejsce w systemie przyłączeniowym, choć ich realizacja pozostaje niepewna lub ekonomicznie nieuzasadniona. Czy nowe regulacje rzeczywiście odblokują dostęp do sieci dla przygotowanych inwestycji OZE i magazynów energii?

30 października 2026 r. – co dokładnie zmienia się dla inwestorów?

Zmiany wynikają z ustawy z 13 marca 2026 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw, ogłoszonej 15 kwietnia 2026 r. w Dzienniku Ustaw pod poz. 516. Kluczowa część regulacji dotycząca procesu przyłączeniowego zaczęła obowiązywać 30 kwietnia 2026 r. Przepisy przejściowe zostały następnie doprecyzowane kolejną nowelizacją.

Zgodnie z oficjalnym komunikatem Polskich Sieci Elektroenergetycznych z 15 października 2026 r. obowiązek wniesienia lub uzupełnienia zaliczki dotyczy podmiotów, które przed 30 kwietnia 2026 r. otrzymały warunki przyłączenia, których ważność upływa nie wcześniej niż 30 października 2026 r., i przed 30 kwietnia 2026 r. nie zawarły umowy o przyłączenie.

Nowa wysokość zaliczki wynosi 60 zł za każdy kilowat mocy przyłączeniowej, jednak nie więcej niż 6 mln zł na jedno przyłącze. Dotychczas wpłacone zaliczki zalicza się na poczet wymaganej kwoty.

Co istotne, brak wymaganej wpłaty w ustawowym terminie skutkuje automatyczną utratą ważności warunków przyłączenia. Nie jest więc potrzebna odrębna decyzja operatora o ich cofnięciu.

Dla przykładu inwestor posiadający warunki przyłączenia dla farmy fotowoltaicznej o mocy 100 MW, który wcześniej wpłacił 3 mln zł zaliczki, musi – jeżeli podlega temu obowiązkowi – uzupełnić ją o kolejne 3 mln zł.

Operatorzy zwracają szczególną uwagę na termin zaksięgowania środków. PSE wyraźnie informują, że przelew zlecony 30 października, ale zaksięgowany później, nie spełni ustawowego wymogu. Dla inwestorów oznacza to konieczność odpowiednio wcześniejszego zabezpieczenia środków i realizacji płatności.

Istnieją również szczególne wyjątki, m.in. dla określonej infrastruktury kolejowej, dla której przewidziano odrębny termin.

Projekty „zombie” – dlaczego blokowanie mocy przyłączeniowych stało się problemem?

Od kilku lat jednym z najpoważniejszych wyzwań polskiej transformacji energetycznej pozostaje dostęp do infrastruktury sieciowej.

Dynamiczny rozwój fotowoltaiki, energetyki wiatrowej i magazynowania energii doprowadził do gwałtownego wzrostu liczby wniosków o wydanie warunków przyłączenia. Jednocześnie tempo modernizacji i rozbudowy sieci nie zawsze nadążało za zainteresowaniem inwestorów.

W praktyce powstała sytuacja, w której samo uzyskanie warunków przyłączenia zaczęło stanowić istotną wartość gospodarczą, niekiedy niezależnie od rzeczywistego zaawansowania inwestycji.

Na rynku pojawiły się projekty posiadające zarezerwowaną moc, mimo że ich realizacja pozostawała odległa. Problemy obejmowały między innymi brak odpowiednio zabezpieczonych gruntów, niepewność uzyskania decyzji administracyjnych, wysokie koszty infrastruktury przyłączeniowej czy brak realnego finansowania.

Szczególnie kontrowersyjne są przypadki planowania przyłączeń do punktów oddalonych o kilkadziesiąt kilometrów od źródła wytwórczego. Budowa tak długiej infrastruktury może generować koszty, które podważają ekonomikę całej inwestycji.

Trzeba jednak podkreślić, że sama duża odległość od punktu przyłączenia nie oznacza automatycznie, że projekt jest spekulacyjny. O jego rzeczywistej wykonalności decydują koszty, możliwości techniczne, formalne zabezpieczenie trasy, harmonogram i model biznesowy.

Pojęcie projektów „zombie” jest zatem określeniem rynkowym, a nie formalną kategorią prawa energetycznego. Obejmuje ono przede wszystkim inwestycje, które formalnie pozostają w procesie przyłączeniowym, choć nie wykazują rzeczywistego postępu uzasadniającego dalszą rezerwację mocy.

Reforma ma premiować projekty rzeczywiste, a nie spekulacyjne

Podstawowym założeniem nowelizacji jest zwiększenie odpowiedzialności inwestorów za deklarowane przedsięwzięcia. Wyższe zaliczki oznaczają większe zaangażowanie kapitału już na etapie przygotowania projektu. Dla inwestorów posiadających realny harmonogram realizacji i odpowiednie zaplecze finansowe jest to dodatkowy koszt, ale jednocześnie mechanizm ograniczający przewagę podmiotów, które wcześniej mogły utrzymywać rozbudowane portfele projektów stosunkowo niewielkim nakładem finansowym.

Zmiany wykraczają jednak poza same zaliczki. Ustawodawca wprowadził również mechanizmy zabezpieczenia wykonania umów przyłączeniowych, nowe wymagania dotyczące postępu inwestycji oraz rozwiązania zwiększające przejrzystość informacji o dostępnych zdolnościach sieciowych.

Dla określonych instalacji OZE przyłączanych do sieci o napięciu powyżej 1 kV przewidziano także obowiązek osiągania kolejnych etapów inwestycyjnych, w tym uzyskania wymaganych pozwoleń na budowę w określonym czasie. Regulacje obejmują przy tym zróżnicowane terminy oraz przepisy przejściowe.

To istotna zmiana filozofii funkcjonowania rynku przyłączeń: samo posiadanie dokumentu nie powinno wystarczać do wieloletniego utrzymywania pozycji w kolejce bez realizacji kolejnych etapów przedsięwzięcia.

Ile gigawatów może zostać odblokowanych? Pierwsze efekty już widać

Skala problemu jest znacznie większa, niż mogłoby wynikać z liczby pojedynczych projektów oczekujących na przyłączenie. Według danych Ministerstwa Energii przywołanych przez „Rzeczpospolitą” na początku 2026 r. wydane warunki przyłączenia obejmowały około 240 GW mocy, z czego ponad 150 GW przypadało na OZE, a około 90 GW na magazyny energii.

Rządowe założenia reformy wskazywały na możliwość uwolnienia nawet 150 GW mocy objętych dotychczasowymi rezerwacjami. Jest to jednak szacowany potencjał uporządkowania portfela przyłączeniowego, a nie gwarancja uzyskania identycznej wielkości nowych, technicznie dostępnych zdolności sieciowych.

Co ważne, pierwsze efekty już są widoczne. Podczas kongresu Energy Days przedstawiciele operatorów poinformowali o istotnym spadku liczby projektów pozostających w procesie przyłączeniowym.

Prezes Energi Operator Robert Świerzyński wskazywał, że w sieciach dystrybucyjnych uwolniono około 9 GW mocy, a liczba wycofanych wniosków wyniosła około 1200, co odpowiadało mniej więcej 40 proc. analizowanej puli.

Z kolei wiceprezes PSE Konrad Purchała informował o spadku liczby wniosków o wydanie warunków przyłączenia o około 80 proc. Nie oznacza to, że 80 proc. wszystkich projektów OZE w Polsce było fikcyjnych. Dane dotyczą określonych etapów procesu przyłączeniowego i nie powinny być bezpośrednio przekładane na odsetek niewykonalnych inwestycji w całym kraju.

Wnioski są jednak jednoznaczne: mechanizmy finansowej i formalnej weryfikacji inwestorów już wpływają na wielkość kolejki przyłączeniowej.

Uwolnienie mocy na papierze nie oznacza jeszcze wolnego miejsca w sieci

To jeden z najważniejszych aspektów całej reformy. Wygaśnięcie warunków przyłączenia dla projektu o mocy 100 MW nie oznacza automatycznie, że operator może następnego dnia zaoferować te same 100 MW innemu inwestorowi.

Rzeczywista możliwość przyłączenia zależy bowiem od parametrów technicznych konkretnego fragmentu sieci, obciążeń istniejącej infrastruktury, lokalizacji nowych źródeł, planowanych inwestycji sieciowych oraz warunków pracy systemu elektroenergetycznego.

Dlatego trzeba rozróżnić dwa pojęcia: uwolnienie mocy objętej wcześniejszą rezerwacją oraz faktyczny wzrost możliwości przyłączenia nowych instalacji.

Pierwsze może nastąpić wskutek wygaśnięcia warunków przyłączenia. Drugie wymaga ponownej analizy technicznej i ekonomicznej przeprowadzonej przez operatora.

W praktyce część zwolnionych rezerwacji może umożliwić realizację kolejnych projektów stosunkowo szybko, ale w innych lokalizacjach nadal niezbędna będzie modernizacja lub rozbudowa infrastruktury.

To oznacza, że rzeczywista efektywność reformy powinna być oceniana nie tylko przez liczbę wygaszonych warunków przyłączenia, lecz również przez liczbę nowych umów i inwestycji, które dzięki temu będą mogły zostać zrealizowane.

Czy reforma uderzy również w mniejszych deweloperów OZE?

Pomimo pozytywnych oczekiwań związanych z oczyszczeniem rynku z projektów spekulacyjnych, nowy system stwarza również określone ryzyka.

W szczególnie trudnej sytuacji mogą znaleźć się mniejsi i średni deweloperzy, którzy przygotowują inwestycje do etapu gotowości do budowy, a następnie pozyskują partnerów finansowych lub sprzedają projekty inwestorom końcowym.

Dla takich podmiotów konieczność zaangażowania kilku milionów złotych na wczesnym etapie może stanowić istotną barierę płynnościową, nawet jeżeli projekt jest technicznie możliwy do realizacji i posiada uzasadnienie ekonomiczne.

Może to przyspieszyć konsolidację rynku i zwiększyć znaczenie dużych grup energetycznych oraz funduszy infrastrukturalnych, dysponujących znacznie większym kapitałem.

Już obecnie widoczne jest zainteresowanie przejmowaniem projektów znajdujących się na różnych etapach przygotowania. Przykładami są inicjatywy zakupowe i partnerskie dużych podmiotów energetycznych, w tym PGE i Projektu Solartechnik.

Z punktu widzenia rynku kluczowe będzie zatem znalezienie równowagi pomiędzy eliminowaniem spekulacji a utrzymaniem możliwości działania dla niezależnych, profesjonalnych deweloperów.

Nie każdy projekt, którego właściciel nie dysponuje natychmiast pełnym finansowaniem, jest projektem „zombie”. Podobnie nie każda rezygnacja z rezerwacji mocy musi oznaczać, że inwestycja od początku była pozbawiona sensu gospodarczego.

31 października rozpocznie się nowy etap weryfikacji rynku OZE

Upływ terminu 30 października 2026 r. powinien przynieść kolejną falę porządkowania dotychczasowych rezerwacji mocy przyłączeniowych.

Dla operatorów będzie to moment pozwalający na ustalenie, które podmioty spełniły ustawowe wymogi finansowe, a które utraciły ważność warunków przyłączenia.

Dla inwestorów – okazja do ponownej oceny dostępności mocy w interesujących ich lokalizacjach. Nie należy jednak oczekiwać, że już 31 października dostępna będzie pełna i ostateczna lista wszystkich uwolnionych mocy. Zmiany wymagają odpowiedniego odzwierciedlenia w danych operatorów, a kolejne analizy mogą wykazać ograniczenia techniczne niezależne od liczby wygaszonych warunków.

Istotne będzie również zwiększenie przejrzystości procesu przyłączeniowego. Nowe rozwiązania zakładają szersze udostępnianie informacji o dostępnych zdolnościach sieci, kolejce wniosków i przyczynach odmów.

Czy projekty „zombie” rzeczywiście znikną z polskiej energetyki?

Zmiana przepisów jest istotnym krokiem w kierunku uporządkowania rynku przyłączeń. Pierwsze dane przedstawione przez operatorów wskazują, że mechanizm weryfikacji już przynosi wymierne rezultaty.

Nie oznacza to jednak całkowitego wyeliminowania projektów spekulacyjnych ani automatycznego rozwiązania problemu ograniczonych możliwości przesyłowych i dystrybucyjnych.

Ostateczny sukces reformy będzie zależał od tego, czy zwolnione rezerwacje przełożą się na nowe, rzeczywiście realizowane inwestycje, a nie wyłącznie na zmianę podmiotów zajmujących miejsce w kolejce.

30 października może więc okazać się datą przełomową, ale prawdziwy sprawdzian nowych regulacji dopiero nastąpi.

Dla branży OZE najważniejsze pozostają dwa pytania: Czy uwolnione moce trafią do inwestorów posiadających przygotowane, wykonalne technicznie i ekonomicznie projekty?

I ile z potencjalnie dostępnych gigawatów rzeczywiście przełoży się na nowe farmy fotowoltaiczne, elektrownie wiatrowe oraz magazyny energii? Odpowiedzi na te pytania będą jednym z najważniejszych wyznaczników skuteczności reformy polskiego rynku przyłączeniowego.

SPRAWDŹ RÓWNIEŻ: UC84 porządkuje kolejkę do sieci. Po projektach „zombie” mogą pojawić się nowe szanse dla OZE i BESS – e-magazyny.pl

---

Jacek Stężowski

Redaktor naczelny portalu e-magazyny.pl, inżynier ekoenergetyki oraz pasjonat nowych technologii i OZE. Ma doświadczenie praktyczne w projektowaniu systemów PV, przemyśle kolejowym oraz w branży IT. Jako dziennikarz pisał o nowych technologiach dla takich portali jak MamStartup.pl czy NowyMarketing.pl.