Dwie morskie farmy wiatrowe, jedna infrastruktura. Nowe przepisy zmieniają zasady wyprowadzania mocy na ląd

Dwie morskie farmy wiatrowe mogą korzystać z jednej stacji elektroenergetycznej na morzu oraz wspólnych urządzeń do wyprowadzania mocy. Taką możliwość wprost wprowadziła nowelizacja ustawy offshore z 9 października 2025 r. Zmiana pozwala inwestorom ograniczyć koszty i efektywniej wykorzystać przestrzeń Bałtyku. Jednak wspólny kabel nie oznacza wspólnego rozliczania energii. Każda farma musi spełniać właściwe wymagania pomiarowe i przyłączeniowe, a w przypadku korzystania z pomocy publicznej, również zasady jej rozliczania. Istotne są również przepisy przejściowe reformy Prawa energetycznego z 2026 r., w tym obowiązki, których termin wykonania upłynął 30 października 2026 r. Kiedy współdzielenie jest możliwe, a kiedy ustawodawca wyłącza takie rozwiązanie?

Wspólna infrastruktura dwóch farm wiatrowych. Co zmieniła nowelizacja?

Budowa morskiej farmy wiatrowej wymaga znacznie więcej niż instalacji turbin. Inwestor musi również zapewnić odbiór energii i jej przesłanie do krajowego systemu elektroenergetycznego. Potrzebuje więc stacji elektroenergetycznych, kabli, transformatorów oraz odpowiednich urządzeń zabezpieczających. W przypadku projektów oddalonych od brzegu koszty tej infrastruktury mogą być znaczące. Ponadto kolejne trasy kablowe zajmują przestrzeń na dnie morskim i wymagają odpowiednich uzgodnień.

Nowelizacja usunęła wątpliwości dotyczące możliwości współdzielenia określonych elementów infrastruktury przez morskie farmy wiatrowe. Odpowiedź przyniosła Ustawa z 9 października 2025 r. o zmianie ustawy o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych oraz niektórych innych ustaw. Ustawodawca dodał art. 3a, który wprost pozwala współdzielić określone elementy infrastruktury.

Nowelizację opublikowano 12 listopada 2025 r. w Dzienniku Ustaw pod poz. 1535. Przepisy wprowadzające art. 3a weszły w życie 27 listopada 2025 r. Nowe rozwiązanie ma przede wszystkim wymiar inwestycyjny. Dwie farmy mogą wykorzystać jedną stację morską, zamiast budować dwa niezależne obiekty. Mogą także współdzielić wybrane urządzenia służące do przesyłania energii na ląd.

Takie podejście potencjalnie zmniejsza nakłady inwestycyjne. Może również ograniczyć koszty późniejszego utrzymania infrastruktury. Ponadto mniejsza liczba kabli może zmniejszać ingerencję w środowisko morskie. Ostateczny wpływ zależy jednak od przyjętej technologii i lokalizacji. Wspólna infrastruktura nie zawsze będzie rozwiązaniem korzystniejszym ekonomicznie. Większa stacja może wymagać droższych urządzeń i rozbudowanych zabezpieczeń. Co więcej, awaria wspólnego elementu może ograniczyć produkcję obu farm jednocześnie. Dlatego inwestorzy powinni porównywać zarówno koszty budowy, jak i ryzyka eksploatacyjne.

Art. 3a ustawy offshore. Jaką infrastrukturę można współdzielić?

Podstawowe znaczenie ma art. 3a ust. 1 ustawy offshore. Przepis stanowi:

Więcej niż jedna morska farma wiatrowa może wykorzystywać tę
samą stację elektroenergetyczną zlokalizowaną na morzu lub zespół urządzeń
służących do wyprowadzenia mocy lub jego elementy.

Regulacja obejmuje trzy podstawowe warianty. Pierwszy zakłada korzystanie ze wspólnej stacji elektroenergetycznej na morzu. Drugi dopuszcza współdzielenie zespołu urządzeń służących do wyprowadzania mocy. Natomiast trzeci pozwala wspólnie wykorzystywać tylko określone elementy takiego zespołu.

Przepis nie ogranicza współdzielenia do dwóch instalacji. Posługuje się bowiem sformułowaniem „więcej niż jedna morska farma wiatrowa”. W praktyce może to obejmować zatem dwa, trzy lub większą liczbę projektów. Jednakże każda taka konfiguracja wymaga odpowiedniego przygotowania technicznego i prawnego.

Warto też zwrócić uwagę na art. 3a ust. 2. Przepis dopuszcza przebieg odcinka sieci średniego lub wysokiego napięcia bezpośrednio łączącego turbiny jednej farmy ze wspólną stacją elektroenergetyczną przez obszar drugiej farmy. Chodzi o sieć bezpośrednio łączącą turbiny danej farmy ze wspólną morską stacją elektroenergetyczną. Wyobraźmy więc sobie dwie sąsiadujące farmy. Inwestorzy chcą umieścić wspólną stację bliżej jednego z projektów. Sieć wewnętrzna drugiej farmy mogłaby wówczas przebiegać przez obszar pierwszej. Nowy przepis wprost dopuszcza takie rozwiązanie w określonym zakresie. Nie oznacza to jednak zniesienia pozostałych wymogów administracyjnych. Inwestor nadal musi uwzględniać pozwolenia lokalizacyjne, wymagania środowiskowe oraz zasady dot. infrastruktury podmorskiej.

Morska farma wiatrowa a zespół urządzeń służących do wyprowadzenia mocy

Należy odróżnić morską farmę wiatrową od zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy. Definicje znajdują się w art. 3 ustawy offshore.

Morska farma obejmuje turbiny oraz określoną infrastrukturę elektryczną na morzu. W jej skład mogą wchodzić także morskie stacje elektroenergetyczne. Jednocześnie definicja wyłącza urządzenia znajdujące się po stronie górnego napięcia transformatorów na tych stacjach.

Zespół urządzeń wyprowadzania mocy obejmuje natomiast odpowiednią infrastrukturę od strony górnego napięcia transformatorów. Zespół ten obejmuje urządzenia od zacisków strony górnego napięcia transformatora lub transformatorów na stacjach morskich do miejsca rozgraniczenia własności określonego we wstępnych warunkach przyłączenia lub warunkach przyłączenia.

To rozróżnienie jest istotne przy projektowaniu wspólnych instalacji. Inwestorzy mogą bowiem współdzielić stację morską, ale zachować odrębne dalsze odcinki infrastruktury. Mogą także korzystać ze wspólnych elementów wyprowadzania mocy przy odpowiednich rozwiązaniach po stronie farm. Nowelizacja rozszerzyła ponadto definicję farmy o sieć wysokiego napięcia. Dzięki temu uwzględniony został szerszy zakres rozwiązań technicznych.

Wspólne korzystanie z urządzeń nie oznacza jednak automatycznie wspólnej własności ani jednego przyłączenia do sieci. Każda z tych kwestii wymaga odrębnej analizy.

Dwie niezależne farmy chcą wyprowadzać moc przez jedną stację

Przeanalizujmy hipotetyczny przykład. Spółka Bałtyk Alfa planuje budowę morskiej farmy wiatrowej o mocy 900 MW. Sąsiednia spółka Bałtyk Beta zamierza zrealizować projekt o mocy 600 MW.

Obie farmy mają odrębne dokumentacje inwestycyjne. Na potrzeby przykładu zakładamy także odpowiednie pozwolenia lokalizacyjne. Spółki rozważają dwa warianty infrastruktury. W pierwszym każda farma buduje własną stację oraz niezależny układ wyprowadzania mocy. W drugim obie korzystają ze wspólnej stacji morskiej i wybranych wspólnych urządzeń eksportowych. Czy drugi wariant jest dopuszczalny?

Co do zasady tak, bo art. 3a ust. 1 wprost przewiduje taką możliwość. Nie oznacza to jednak, że inwestorzy automatycznie mogą przesłać do sieci 1500 MW. Muszą przede wszystkim sprawdzić dostępne zdolności przyłączeniowe oraz wymagania operatora. Wspólne urządzenia potrzebują również odpowiedniej przepustowości. Załóżmy, że projektowana infrastruktura eksportowa pozwala przesyłać maksymalnie 1200 MW. Tymczasem łączna moc zainstalowana obu farm wynosi 1500 MW. Nie można więc zakładać, że przy jednoczesnej maksymalnej produkcji obie instalacje oddadzą całą energię bez ograniczeń.

Inwestorzy musieliby odpowiednio zaprojektować pracę układu. Znaczenie miałyby warunki przyłączenia i wymagania operatora. Mogłoby to obejmować także zasady ograniczania generacji oraz sterowania mocą. Przepis art. 3a nie rozwiązuje tego problemu samodzielnie.

Podobnie wygląda kwestia własności. Spółki mogą rozważać współwłasność urządzeń. Możliwy jest również model, w którym jeden podmiot posiada infrastrukturę, a drugi uzyskuje prawo korzystania. Odpowiedni model musi jednak odpowiadać pozostałym regulacjom.

Wspólne wyprowadzanie mocy to coś więcej niż zwykły cable pooling

Przy analizie nowych przepisów pojawia się pojęcie cable poolingu. Mechanizm ten pozwala w określonych przypadkach przyłączyć więcej niż jedną instalację w jednym miejscu przyłączenia. Podstawowe zasady określa art. 7 ust. 1f Prawa energetycznego. Jednak ustawodawca przewidział odrębne rozwiązanie dla morskich farm wiatrowych.

Zgodnie z art. 3a ust 3. ustawy offshore w przypadku wskazanego w art. 3a ust. 1 nie stosuje się art. 7 ust. 1f Prawa energetycznego. Oznacza to, że wspólna infrastruktura offshore ma własną podstawę ustawową. Nie należy automatycznie przenosić na nią zasad cable poolingu znanych z instalacji lądowych. Jest to istotne, ponieważ współdzielenie urządzeń i przyłączenie do sieci stanowią dwa różne zagadnienia.

Art. 3a pozwala korzystać z tej samej stacji albo określonych urządzeń. Nie przyznaje jednak dodatkowej mocy przyłączeniowej. Nie znosi również wymagań operatora systemu przesyłowego lub dystrybucyjnego. Inwestorzy nadal muszą spełniać odpowiednie warunki techniczne.

Warto też uwzględnić zmiany Prawa energetycznego z 2026 r. Ustawa z 13 marca 2026 r. Dz.U. poz. 516, zmieniła m.in. zasady współprzyłączania instalacji oraz magazynów energii. Nie oznacza to jednak, że magazyn energii można automatycznie dołączyć do każdej wspólnej instalacji offshore. Taki projekt wymagałby odrębnej oceny prawnej i technicznej.

Dlaczego inwestorzy muszą sprawdzać warunki przyłączenia do 30 października 2026 r.?

Dla części inwestorów szczególnie istotne okazały się przepisy przejściowe reformy Prawa energetycznego z 13 marca 2026 r. Regulacje dot. m.in. zaliczek na poczet opłat przyłączeniowych oraz zabezpieczeń wykonywania umów. Ich znaczenie potwierdziły Polskie Sieci Elektroenergetyczne w komunikacie z 15 października 2026 r. Operator wskazał wówczas obowiązki wynikające z art. 9 i 11 nowelizacji. Przepisy obejmują różne grupy podmiotów, zależnie od ich sytuacji przyłączeniowej.

Pierwsza grupa obejmuje podmioty, które przed 30 kwietnia 2026 r. otrzymały warunki przyłączenia, lecz nie zawarły umowy. Obowiązek dotyczył warunków przyłączenia otrzymanych przed 30 kwietnia 2026 r., których ważność upływała nie wcześniej niż 30 października 2026 r., jeżeli przed 30 kwietnia 2026 r. nie zawarto umowy o przyłączenie. W takim przypadku art. 9 ust. 1 przewidywał obowiązek wniesienia albo uzupełnienia zaliczki. Co do zasady jej wysokość wynosiła 60 zł za każdy kilowat mocy przyłączeniowej. Jednak ustawodawca wprowadził limit 6 mln zł dla każdego przyłącza. Dla tej grupy termin upłynął 30 października 2026 r. PSE podkreśliły, że decydował dzień zaksięgowania środków na rachunku operatora, a nie samo zlecenie przelewu.

Niewniesienie wymaganej zaliczki skutkuje utratą ważności warunków przyłączenia z mocy prawa. Nie jest to więc wyłącznie ryzyko naliczenia dodatkowej opłaty.

Druga sytuacja dot. podmiotów, które wcześniej zawarły umowę o przyłączenie. Art. 11 ust. 3 przewiduje obowiązek ustanowienia zabezpieczenia przy określonych umowach. Chodzi m.in. o umowy zawarte przed 30 kwietnia 2026 r., których termin przyłączenia przypada po 30 kwietnia 2029 r. Tutaj także obowiązywał termin 30 października 2026 r.

Jeżeli do podmiotu miał zastosowanie obowiązek z art. 11 ust. 3, a wymagane zabezpieczenie nie zostało ustanowione w terminie, umowa o przyłączenie wygasała z mocy prawa. Nie należy jednak utożsamiać obu obowiązków. Zaliczka i zabezpieczenie mają odrębne podstawy prawne oraz sposoby obliczania. Ponadto przepisy zawierają szczególne rozwiązania dla innych kategorii wniosków i warunków przyłączenia.

Dlatego nie można twierdzić, że wszystkie morskie farmy miały identyczny obowiązek wpłaty 60 zł/kW do 30 października. Dla inwestorów planujących wspólne wyprowadzenie mocy oznacza to konieczność sprawdzenia statusu dokumentacji przyłączeniowej. Samo dopuszczenie współdzielenia urządzeń nie przywróci warunków, które utraciły ważność.

Jedna farma zachowała warunki przyłączenia, druga je utraciła

Powróćmy do spółek Bałtyk Alfa i Bałtyk Beta. Przyjmijmy, że Alfa posiada ważną umowę przyłączeniową. Spełniła również wszystkie dotyczące jej obowiązki. Beta otrzymała natomiast warunki przyłączenia przed 30 kwietnia 2026 r. Nie zawarła umowy, a jej warunki należały do kategorii objętej art. 9 ust. 1 nowelizacji. Załóżmy ponadto, że Beta nie uzupełniła wymaganej zaliczki do 30 października 2026 r. W takim przypadku jej warunki utraciły ważność z mocy prawa.

Czy spółki mogą mimo tego zbudować wspólną stację? Art. 3a nadal przewiduje możliwość współdzielenia infrastruktury. Jednak Beta nie może traktować tego przepisu jako zamiennika ważnych warunków przyłączenia. Nie może również automatycznie korzystać z uprawnień przyłączeniowych Alfy. W rezultacie wspólny projekt wymagałby ponownej analizy sytuacji przyłączeniowej Bety. Inwestorzy musieliby również ocenić wpływ problemu na wspólny harmonogram.

Przykład pokazuje praktyczne znaczenie reformy sieciowej z 2026 r. Legalność wspólnej infrastruktury nie przesądza o możliwości przyłączenia każdego korzystającego z niej projektu. Warto jednak zaznaczyć, że przedstawiony kazus dotyczy konkretnego zestawu założeń. Nie można przenosić jego skutków na wszystkie farmy posiadające dokumenty przyłączeniowe sprzed 30 kwietnia 2026 r.

Każda farma potrzebuje własnych pomiarów energii

Wspólne wyprowadzenie mocy stwarza ważny problem rozliczeniowy. Jak ustalić ilość energii wytworzonej przez poszczególne farmy? Odpowiedź zawiera art. 47 ust. 2 i 3 ustawy offshore.

Nowelizacja wymaga wyposażenia każdej farmy we wskazane układy pomiarowo-rozliczeniowe. Układy mają rejestrować ilość energii wprowadzonej do wspólnej stacji morskiej. Pomiary prowadzi się w poszczególnych okresach rozliczania niezbilansowania. Ponadto urządzenia muszą umożliwiać zdalny odczyt i komunikację z właściwym operatorem w czasie rzeczywistym. Ważne jest również miejsce instalacji układów pomiarowych.

Art. 47 ust. 3 wskazuje zaciski generatorów turbin oraz wejścia odpowiednich odcinków sieci. Chodzi o odcinki łączące turbiny z wykorzystywaną wspólnie stacją elektroenergetyczną. Takie pomiary funkcjonują niezależnie od pomiaru w punkcie rozgraniczenia własności z operatorem.

Dlaczego ustawodawca wymaga dodatkowych urządzeń? Ponieważ pomiar zbiorczy może wskazywać tylko łączną ilość energii przesłanej do sieci. Nie musi natomiast pozwalać na ustalenie udziału poszczególnych wytwórców. Tymczasem rozdzielenie produkcji jest niezbędne dla prawidłowych rozliczeń. Ma to znaczenie także przy ustalaniu ilości energii objętej prawem do pokrycia ujemnego salda.

Dlatego inwestorzy nie powinni odkładać projektu opomiarowania na końcowy etap budowy. System pomiarowy stanowi integralny element prawidłowego modelu współdzielenia infrastruktury.

Jak podzielić energię z dwóch farm? Praktyczny przykład według MWh

Zgodnie z art. 38 ust. 6a ustawy offshore energię wprowadzoną do sieci przypisuje się poszczególnym farmom proporcjonalnie. Podstawą jest ilość energii zarejestrowanej przez wymagane układy pomiarowe.

Przeanalizujmy hipotetyczne rozliczenie. W jednym okresie rozliczania niezbilansowania Alfa wprowadza do wspólnej stacji 360 MWh. Beta wprowadza natomiast 240 MWh. Łącznie obie farmy dostarczają 600 MWh. Załóżmy, że pomiar w punkcie przyłączenia wskazuje 570 MWh energii wprowadzonej do sieci. Różnica wynosi 30 MWh.

Na potrzeby przykładu przyjmujemy, że różnica 30 MWh wynika ze strat energii w analizowanym układzie. Udział Alfy w energii dostarczonej do wspólnej stacji wynosi 60 proc. Beta odpowiada za pozostałe 40 proc.

Zatem podział energii wprowadzonej do sieci wygląda następująco:

Parametr	Bałtyk Alfa	Bałtyk Beta
Moc zainstalowana	900 MW	600 MW
Energia zmierzona przy wspólnej stacji	360 MWh	240 MWh
Udział w zmierzonej energii	60 proc.	40 proc.
Energia przypisana w punkcie przyłączenia	342 MWh	228 MWh
Udział w różnicy pomiarowej	18 MWh	12 MWh

Na podstawie przyjętych pomiarów i proporcji Alfie przypisuje się 342 MWh energii wprowadzonej do sieci, a Becie 228 MWh.

Warto zwrócić uwagę na metodę obliczenia. Podział opiera się na wskazaniach pomiarowych wyrażonych w MWh, a nie automatycznie na mocy zainstalowanej w MW. W naszym przypadku obie proporcje wynoszą przypadkowo 60 proc. i 40 proc. Jednak w rzeczywistości nie muszą być identyczne.

Wyobraźmy sobie, że Alfa ma awarię części turbin. Beta pracuje natomiast z wysoką dyspozycyjnością. Wówczas udział obu farm w produkcji może znacząco odbiegać od proporcji ich mocy. Rozliczenie powinno uwzględniać rzeczywiste pomiary i właściwe przepisy. Art. 38 ust. 7a przewiduje także proporcjonalne określanie danych wykorzystywanych w rozliczeniach.

Awarie liczników i błędne rozliczenia. Kto ponosi ryzyko?

Przy wspólnej stacji awaria jednego systemu pomiarowego może mieć szersze skutki. Wyobraźmy sobie, że Alfa nadal prawidłowo rejestruje energię. Tymczasem system pomiarowy Bety przestaje przekazywać wiarygodne dane. Pomiar zbiorczy nadal wskazuje ilość energii oddanej do sieci. Jednak inwestorzy nie dysponują kompletnymi informacjami o produkcji obu farm.

Powstaje problem z zastosowaniem proporcji wymaganej przez art. 38 ust. 6a. Nie można po prostu zastąpić brakujących danych dowolnym podziałem. Ustawa odwołuje się bowiem do wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych. W takiej sytuacji inwestorzy muszą zastosować właściwe procedury pomiarowe i rozliczeniowe.

Znaczenie mają także zasady obowiązujące u operatora. Problem może wpływać na prawidłowość danych przekazywanych do systemu wsparcia. Nie oznacza to jednak automatycznej utraty prawa do wsparcia przez drugą, sprawną farmę.

Taki skutek wymagałby odrębnej podstawy prawnej. Dlatego inwestorzy powinni wcześniej ustalić procedury obsługi awarii. Umowa dotycząca wspólnej infrastruktury może określać zasady wymiany danych oraz odpowiedzialności za niesprawne urządzenia. Warto również przewidzieć sposób dokumentowania zdarzeń i współpracy z operatorem.

Pomoc inwestycyjna na wspólną stację. Jak podzielić korzyści?

Kolejnym problemem jest pomoc inwestycyjna. Dwie farmy mogą korzystać z jednej infrastruktury, która uzyskała dofinansowanie. Powstaje więc pytanie o wpływ tej pomocy na system wsparcia poszczególnych projektów.

Odpowiedź zawiera art. 10 ust. 6a ustawy offshore. Przepis wprowadza pojęcie „inwestycji wspólnej”. Chodzi o morską stację transformatorową, zespół urządzeń służących do wyprowadzenia mocy lub jego elementy, na których realizację przeznaczono pomoc inwestycyjną i które są wykorzystywane przez więcej niż jedną farmę. Ustawodawca przewiduje proporcjonalne obliczanie wartości pomocy. Jednak podstawą nie jest dowolne porozumienie inwestorów.

Art. 10 ust. 6a pkt 1 odsyła do ilości energii określonych w art. 10 ust. 4 i 6. Nie należy więc automatycznie stosować udziałów mocy zainstalowanej. Nie można również uznać, że proporcja musi odpowiadać produkcji z jednego okresu rozliczeniowego.

Rozważmy hipotetyczny przykład. Wspólna infrastruktura Alfy i Bety uzyskała 20 mln zł pomocy inwestycyjnej. Przyjmijmy, że wielkości energii właściwe dla art. 10 dają proporcję 60 proc. do 40 proc.. W takim przypadku na Alfę przypada 12 mln zł wartości pomocy, a na Betę 8 mln zł. Kwoty te służą do pokazania sposobu przypisania pomocy w mechanizmie ustawowym. W praktyce trzeba zastosować pełne zasady korygowania ceny wsparcia.

Co ważne, ustawodawca uwzględnia również sytuację późniejszego dołączenia kolejnej farmy. Art. 10 ust. 6a pkt 3 i 4 reguluje obliczanie oraz aktualizowanie ceny skorygowanej. Złożenie wniosku dotyczącego kolejnej farmy korzystającej z inwestycji wspólnej wymaga aktualizacji ceny skorygowanej dla farm, dla których odpowiednie wnioski złożono wcześniej.

Sprzedaż wspólnej infrastruktury. Dlaczego tym razem liczy się moc w MW?

Nowelizacja przewiduje również sytuację, w której inwestorzy sprzedają zespół urządzeń wyprowadzających moc. Możliwość takiego zbycia regulują art. 58–61 ustawy offshore. Natomiast art. 11 ust. 2a określa szczególne zasady kalkulacji w przypadku infrastruktury wykorzystywanej przez więcej niż jedną farmę. Ustawodawca przyjął tutaj inną metodę niż przy bieżącym rozliczaniu energii.

Kalkulację ceny skorygowanej w opisanym przypadku przeprowadza się proporcjonalnie do mocy zainstalowanej poszczególnych farm. Podstawą stają się więc wartości wyrażone w MW.

Wróćmy do Alfy i Bety. Pierwsza farma ma 900 MW, a druga 600 MW. Łączna moc wynosi 1500 MW. Udział Alfy to 60 proc., natomiast udział Bety wynosi 40 proc. Jeżeli odpowiednia kalkulacja dotyczy wspólnie wykorzystywanego i zbytego zespołu urządzeń, trzeba zastosować proporcję wynikającą z mocy. Nie zmienia tego fakt, że w konkretnym okresie Beta mogła wyprodukować więcej energii od Alfy.

Ustawodawca rozróżnia bowiem mechanizmy rozliczeniowe.

Mechanizm	Podstawa podziału	Przepis
Energia wprowadzona do sieci	Ilość energii i wskazania pomiarowe – MWh	Art. 38 ust. 6a
Pomoc inwestycyjna dotycząca infrastruktury wspólnej	Ilości energii wskazane w art. 10 ust. 4 i 6	Art. 10 ust. 6a
Kalkulacja ceny skorygowanej przy zbyciu wspólnego zespołu urządzeń	Moc zainstalowana farm – MW	Art. 11 ust. 2a

To rozróżnienie ma duże znaczenie przy przygotowywaniu dokumentacji finansowej. Inwestorzy nie mogą stosować jednego uniwersalnego klucza do wszystkich rozliczeń ustawowych. Nie oznacza to jednak, że identyczne proporcje muszą obowiązywać w ich wzajemnych umowach dotyczących każdego rodzaju kosztów. Takie ustalenia wymagają osobnej analizy kontraktowej.

Dwie farmy na jednym obszarze aukcyjnym. Jakie ograniczenia przewiduje ustawa?

Nowelizacja reguluje także możliwość realizacji dwóch projektów na jednym obszarze. Art. 26 ust. 1a dotyczy farm zlokalizowanych w granicach tego samego obszaru określonego w załączniku nr 2 do ustawy. Ustawodawca dopuszcza ubieganie się o wsparcie dla dwóch farm. Jednak wytwórca może złożyć w ramach jednej aukcji ofertę tylko dla jednej farmy na danym obszarze. Złożenie kolejnej oferty dla innej farmy z tego obszaru prowadzi do przewidzianego ustawą odrzucenia.

Ponadto art. 26 ust. 1b wprowadza ograniczenia dotyczące mocy. Łączna moc obu farm nie może przekraczać maksymalnej mocy wynikającej z właściwego pozwolenia. Każda farma musi również posiadać co najmniej 25 proc. maksymalnej mocy określonej w tym pozwoleniu.

Rozważmy hipotetyczny przykład. Na określonym obszarze pozwolenie przewiduje maksymalnie 2000 MW. Inwestor planuje dwie farmy. Pierwsza ma osiągnąć 1400 MW, a druga 600 MW. Łączna moc wynosi 2000 MW. Ponadto obie farmy przekraczają minimalny próg 500 MW. Pod względem tych parametrów spełniają więc wymagania art. 26 ust. 1b.

Nie oznacza to jednak automatycznego prawa do udziału w aukcji ani uzyskania wsparcia. Inwestor musi spełnić pozostałe wymagania ustawowe. Czy takie farmy mogą współdzielić stację? Co do zasady art. 3a pozwala na wspólne korzystanie z odpowiedniej infrastruktury. Jednak konieczna pozostaje analiza dokumentacji obu projektów. Należy także pamiętać o ograniczeniach składania ofert przez tego samego wytwórcę.

Pierwsza farma ma wsparcie administracyjne, druga chce startować w aukcji

Znacznie bardziej restrykcyjny przypadek opisuje art. 26 ust. 1c. Dotyczy on wytwórcy, który uzyskał wcześniej wsparcie na zasadach rozdziału 3 ustawy offshore. Chodzi o system pierwszej fazy rozwoju morskiej energetyki wiatrowej. Wytwórca może następnie ubiegać się o wsparcie aukcyjne dla drugiej farmy na tym samym obszarze z załącznika nr 1.

Jednak przepis zawiera ważne wyłączenie. W przypadku opisanym w art. 26 ust. 1c nie stosuje się art. 3a ustawy offshore ani art. 7 ust. 1f Prawa energetycznego. Oznacza to, że inwestor nie może po prostu powołać się na ogólną możliwość współdzielenia infrastruktury. Nie może również wykorzystać art. 7 ust. 1f jako zastępczej podstawy prawnej.

Wyłączenie należy traktować poważnie już na etapie projektowania inwestycji. Nie oznacza ono jednak, że sam tekst ustawy szczegółowo określa każdy obowiązkowy wariant techniczny infrastruktury. Dlatego stwierdzenie, że przepis bezpośrednio nakazuje dwa całkowicie niezależne fizycznie układy w każdej konfiguracji, byłoby zbyt daleko idące. Projekt wymaga analizy właściwych podstaw prawnych oraz dokumentacji przyłączeniowej.

Pojawia się też kolejne ograniczenie, pomijane niekiedy w analizach. Art. 29 ust. 2a wprowadza limit 200 MW łącznej mocy objętej wygranymi ofertami złożonymi na podstawie art. 26 ust. 1c w ramach wszystkich aukcji. To odrębny warunek względem ograniczenia mocy wynikającego z pozwolenia lokalizacyjnego.

Rozważmy hipotetyczną sytuację. Spółka Północ I posiada farmę o mocy 1000 MW, objętą wsparciem pierwszej fazy. Maksymalna moc wynikająca z pozwolenia dla danego obszaru wynosi 1200 MW. Wytwórca chce zrealizować drugą farmę o mocy 200 MW. Różnica między maksymalną mocą z pozwolenia a mocą pierwszej farmy wynosi 200 MW.

Drugi projekt mieści się więc w ograniczeniu z art. 26 ust. 1d. Nie przekracza również samodzielnie limitu 200 MW wynikającego z art. 29 ust. 2a. Jednak ten ostatni limit dotyczy wszystkich wygranych ofert złożonych na tej podstawie. Jeżeli inne projekty wykorzystały już część limitu, druga farma może nie uzyskać wsparcia w planowanym zakresie.

Ponadto inwestor nie może automatycznie zaprojektować jej wspólnego wyprowadzenia mocy na podstawie art. 3a. To dwie niezależne przeszkody, które trzeba uwzględnić przed przygotowaniem oferty aukcyjnej.

Pozwolenia morskie i 30-letni termin. Dlaczego późniejsza farma może stracić kilka lat?

Wspólna infrastruktura ma również konsekwencje dla okresu obowiązywania pozwoleń. Zagadnienie reguluje Ustawa o obszarach morskich Rzeczypospolitej Polskiej i administracji morskiej. Nowelizacja offshore zmieniła jej art. 26 ust. 5. Przepis określa czas obowiązywania pozwolenia na układanie i utrzymywanie kabli lub rurociągów, w tym dotyczących zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy. Na podstawie art. 27 ust. 1a zasady te stosuje się odpowiednio do uzgodnień w wyłącznej strefie ekonomicznej. W przypadku infrastruktury wykorzystywanej przez więcej niż jedną farmę ustawodawca odwołuje się do pierwszej ostatecznej decyzji koncesyjnej.

Od tego momentu rozpoczyna się 30-letni okres wskazany w przepisie. Rozważmy hipotetyczny przykład. Alfa uzyskuje ostateczną decyzję koncesyjną w 2028 r. Beta planuje uruchomienie swojej farmy później i uzyskuje koncesję dopiero w 2033 r. Obie korzystają z tego samego zespołu urządzeń wyprowadzenia mocy. Przyjmijmy, że pozwolenie dla tej infrastruktury obejmuje pełny okres wynikający z art. 26 ust. 5.

W takim układzie 30-letni okres kończy się w 2058 r. Dla Alfy oznacza to 30 lat od uzyskania koncesji. Jednak Beta, która uzyskała koncesję pięć lat później, ma jedynie 25 lat do końca tego samego okresu. Nie oznacza to automatycznie zakazu dalszej eksploatacji po tej dacie w każdych okolicznościach. Ewentualna dalsza eksploatacja wymagałaby odpowiedniej podstawy administracyjnoprawnej. Art. 26 ust. 8 przewiduje możliwość przedłużenia ważności pozwolenia na okres do 20 lat, pod ustawowymi warunkami i na wniosek złożony w odpowiednim terminie.

Nie można natomiast zakładać, że koncesja Bety rozpoczyna nowy 30-letni termin dla wspólnych urządzeń. Problem ma istotny wymiar ekonomiczny. Jeżeli inwestor planował korzystać z infrastruktury przez dłuższy czas, musi uwzględnić rzeczywisty okres obowiązywania pozwolenia. Późniejsze uruchomienie farmy może zmienić prognozy przychodów oraz finansowania.

Co więcej, okres pozwolenia morskiego nie jest tożsamy z okresem przysługiwania wsparcia. Są to odrębne mechanizmy prawne. Dlatego umowy dotyczące wspólnego wyprowadzenia mocy powinny uwzględniać różne harmonogramy uruchamiania farm.

Wspólna infrastruktura nadal wymaga pozwoleń i analizy środowiskowej

Art. 3a nie zastępuje pozwoleń administracyjnych. Inwestorzy nadal muszą przestrzegać przepisów dotyczących lokalizacji infrastruktury na obszarach morskich. Znaczenie mają również regulacje środowiskowe.

Zmiana przebiegu kabla może także wymagać weryfikacji wcześniejszych decyzji środowiskowych. Nie można więc zakładać, że wspólny kabel zawsze oznacza prostszy proces inwestycyjny.

Trzeba również uwzględnić zasady bezpieczeństwa żeglugi oraz wymagania dotyczące obronności państwa. Ważnym aktem jest rozporządzenie Ministra Obrony Narodowej z 12 czerwca 2026 r., Dz.U. poz. 848. Rozporządzenie określa szczegółowy zakres ekspertyz technicznych dotyczących wpływu farm i infrastruktury wyprowadzenia mocy. Obejmuje między innymi systemy obronności państwa oraz ochronę granicy morskiej. Dla wspólnej stacji znaczenie może mieć ocena oddziaływania całego planowanego układu.

Nie oznacza to jednak automatycznie obowiązku sporządzenia jednej skonsolidowanej ekspertyzy w każdym przypadku. Taki wniosek wymagałby konkretnej podstawy prawnej. Inwestor musi ustalić zakres wymaganych dokumentów zgodnie z ustawą i rozporządzeniem. Wspólna infrastruktura nie może więc powstawać wyłącznie na podstawie porozumienia biznesowego.

Awaria wspólnej stacji. Kto ogranicza produkcję i kto ponosi koszty?

Art. 3a pozwala współdzielić urządzenia, ale nie rozstrzyga wszystkich kwestii eksploatacyjnych. Dlatego inwestorzy powinni zawrzeć szczegółowe porozumienie dotyczące infrastruktury. W praktyce można rozważyć umowę o współdzieleniu urządzeń, określaną jako Grid Sharing Agreement. Jej zakres powinien odpowiadać konkretnej strukturze własnościowej i technicznej.

Wyobraźmy sobie, że Alfa i Beta korzystają z jednej stacji. W wyniku awarii transformatora dostępna przepustowość spada o połowę. Obie farmy mogą nadal produkować energię, ale nie mogą oddawać jej w dotychczasowej ilości. Pojawia się pytanie o podział dostępnej przepustowości. Inwestorzy mogą rozważyć proporcjonalne ograniczenie mocy obu farm.

Jednak nie jest to automatyczny obowiązek wynikający z art. 3a. Nie można też przyjąć, że zasada proporcjonalnego ograniczania mocy rozstrzyga wszystkie przypadki redysponowania. Znaczenie mają wymagania operatora oraz odpowiednie regulacje systemowe. Wspólna umowa powinna więc określać zasady współpracy podczas awarii.

Warto również rozdzielić odpowiedzialność za uszkodzenia infrastruktury i skutki ograniczeń produkcji. Kolejnym zagadnieniem pozostają koszty eksploatacyjne. Strony mogą zdecydować się na podział kosztów stałych według udziału w mocy. Mogą także wybrać inny uzasadniony model. Natomiast koszty zmienne można rozliczać według faktycznego wykorzystania infrastruktury. Nie oznacza to jednak, że art. 38 ust. 6a nakazuje identyczną metodę podziału wszystkich kosztów umownych.

Podobnie trzeba traktować ewentualne roszczenia związane z ograniczaniem produkcji. Art. 40 ustawy offshore przewiduje szczególne zasady rozliczania określonych przypadków redysponowania. Nie ustanawia jednak ogólnej zasady automatycznej rekompensaty za każdą awarię wspólnej stacji. Dlatego odpowiedzialność kontraktowa i uprawnienia wynikające z systemu wsparcia powinny podlegać odrębnej analizie.

Wspólna infrastruktura a finansowanie inwestycji. Jak ograniczyć ryzyka?

Dla banków i inwestorów finansowych wspólny kabel może oznaczać zarówno korzyści, jak i dodatkowe ryzyka. Najważniejsza korzyść to możliwość ograniczenia części nakładów inwestycyjnych. Jednak wspólna infrastruktura zwiększa wzajemną zależność projektów.

Jeżeli jedna spółka opóźnia budowę wspólnej stacji, może to wpłynąć na harmonogram drugiej. Podobny problem pojawia się przy modernizacji urządzeń. Jedna farma może potrzebować zwiększenia przepustowości, podczas gdy druga nie planuje dodatkowych nakładów. Inwestorzy powinni więc wcześniej ustalić zasady finansowania rozbudowy.

Ważne są również warunki wyjścia z inwestycji. Co stanie się, gdy jeden podmiot sprzeda farmę innemu inwestorowi? Czy nowy właściciel przejmie wszystkie obowiązki dotyczące wspólnej infrastruktury? Jak strony ustalą zasady korzystania z urządzeń w okresie przejściowym? Takie pytania wymagają odpowiedzi już na etapie negocjowania umowy.

Dlatego porozumienie inwestorskie powinno przewidywać obowiązki związane z przekazywaniem danych. Warto również uzgodnić odpowiedzialność za błędy w dokumentach. Nie można jednak twierdzić, że ustawa offshore sama nakazuje stosowanie określonych kar umownych. Takie postanowienia zależą od właściwie skonstruowanej umowy i obowiązujących przepisów.

Co powinni sprawdzić inwestorzy przed wyborem wspólnego wyprowadzenia mocy?

Najważniejsze kwestie obejmują:

1. Zakres współdzielenia. Trzeba ustalić, czy projekt dotyczy stacji morskiej, zespołu urządzeń wyprowadzających moc czy wybranych elementów.
2. Podstawę prawną. Konieczne jest sprawdzenie, czy nie zachodzi szczególny przypadek z art. 26 ust. 1c.
3. Przyłączenie do sieci. Inwestor musi zweryfikować warunki przyłączenia, umowy i obowiązki wynikające z reformy sieciowej z 2026 r.
4. Pomiary energii. Każda farma powinna spełniać wymagania art. 47.
5. Rozliczenia wsparcia. Należy uwzględnić odmienne zasady z art. 10, 11 i 38.
6. Pozwolenia. Trzeba sprawdzić decyzje morskie, środowiskowe oraz wymagania dotyczące bezpieczeństwa.
7. Harmonogramy. Szczególnie ważne są terminy koncesji i obowiązywania pozwoleń na wspólną infrastrukturę.
8. Umowy inwestorskie. Strony powinny określić własność, koszty, odpowiedzialność i zasady postępowania podczas awarii.

Każdy z tych elementów może decydować o opłacalności przedsięwzięcia. Dlatego analiza kosztów wspólnej infrastruktury nie powinna ograniczać się do porównania liczby kabli i stacji.

Jaki jest aktualny stan prawny? Czy przepisy o współdzieleniu już obowiązują?

Nowelizacja offshore z 9 października 2025 r. zakończyła proces legislacyjny. Jej podstawowe przepisy weszły w życie 27 listopada 2025 r. Dotyczy to również art. 3a, który wprost dopuścił współdzielenie infrastruktury. Późniejsze terminy wejścia w życie innych przepisów nowelizacji nie oznaczają odroczenia możliwości wspólnego korzystania ze stacji.

Jednak w 2026 r. zmieniło się otoczenie regulacyjne projektów. Szczególne znaczenie ma reforma Prawa energetycznego z 13 marca 2026 r. Zmieniła ona między innymi przepisy przyłączeniowe oraz część regulacji dotyczących morskich farm wiatrowych.

Art. 7 tej nowelizacji zmodyfikował również art. 6a ustawy offshore. Ponadto przepisy przejściowe wprowadziły obowiązki dotyczące zaliczek i zabezpieczeń. W rezultacie inwestorzy muszą uwzględniać zarówno ustawę offshore, jak i aktualne zasady przyłączania do sieci. Nie wystarczy analiza pierwotnej nowelizacji z 2025 r. Weryfikację dokumentów przyłączeniowych należy przeprowadzić z uwzględnieniem zmian obowiązujących na dzień podejmowania decyzji.

Dwie farmy, jeden kabel. Co rzeczywiście daje inwestorom nowe prawo?

Potencjalne korzyści obejmują mniejsze nakłady inwestycyjne, ograniczenie liczby tras kablowych oraz efektywniejsze wykorzystanie infrastruktury. Jednak nowelizacja nie usuwa wszystkich ograniczeń. Przede wszystkim wspólna infrastruktura nie zastępuje wymaganych warunków przyłączenia. Nie znosi również obowiązków dotyczących pomiarów i rozliczania energii. Ponadto ustawodawca przewiduje szczególne ograniczenia dla niektórych projektów korzystających z odmiennych systemów wsparcia. Ważny jest też sposób rozliczania kosztów i pomocy inwestycyjnej. Przy bieżącym przypisywaniu energii znaczenie mają pomiary wyrażone w MWh. Natomiast przy określonej korekcie ceny związanej ze sprzedażą infrastruktury ustawa odwołuje się do mocy zainstalowanej w MW.

Dodatkowe ryzyka wynikają z harmonogramów inwestycyjnych. Później uruchomiona farma może bowiem korzystać ze wspólnego zespołu urządzeń przez krótszy pozostały okres obowiązywania pozwolenia. Ostatecznie korzyści zależą więc od odpowiedniego przygotowania projektu.