Tysiące odmów przyłączenia do sieci. Dlaczego nowe przepisy nie rozwiązują problemu inwestorów?

Od 30 kwietnia 2026 r. operatorzy sieci elektroenergetycznych mogą zawierać elastyczne i konfigurowalne umowy o przyłączenie, które mają ułatwić realizację inwestycji mimo ograniczonej dostępności mocy. Jednak według Modo Energy do końca października żaden z operatorów nie opublikował warunków oferowania takich umów. Czy problem wynika z niechęci OSD do nowych rozwiązań, czy raczej z barier prawnych, regulacyjnych i technicznych?

Dostęp do sieci coraz większym wyzwaniem dla inwestorów

Problem dostępności mocy przyłączeniowych od lat stanowi jedno z najpoważniejszych wyzwań polskiej transformacji energetycznej. Dotyczy zarówno nowych instalacji odnawialnych źródeł energii, jak i dynamicznie rozwijającego się rynku magazynowania energii, dla którego możliwość korzystania z sieci ma podstawowe znaczenie ekonomiczne.

Skalę problemu ilustrują dane za 2025 r. Według sprawozdania Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki operatorzy wydali 4897 odmów wydania warunków przyłączenia źródeł energii, obejmujących łącznie około 107 GW mocy. Choć liczba odmów zmniejszyła się względem 2024 r., łączna moc objętych nimi projektów wzrosła o około 45%.

Nie oznacza to, że w polskim systemie elektroenergetycznym brakuje dokładnie 107 GW przepustowości. Dane pokazują przede wszystkim skalę zainteresowania inwestorów dostępem do sieci oraz rosnącą presję na infrastrukturę, która nie rozwija się w takim samym tempie jak liczba i moc planowanych przedsięwzięć.

Jednocześnie według danych PSE z 30 września 2026 r., przywoływanych przez Modo Energy, publikowane wolne moce przyłączeniowe dla nowych źródeł w sieci przesyłowej wynoszą zero zarówno dla 2026 r., jak i w perspektywie 2031 r. Nie jest to jednak równoznaczne z całkowitym wykluczeniem nowych przyłączeń, szczególnie w innych wariantach technicznych i na poziomie sieci dystrybucyjnej.

W tych okolicznościach elastyczne przyłączenia miały stać się narzędziem pozwalającym lepiej wykorzystać istniejącą infrastrukturę. Zamiast całkowicie odmawiać przyłączenia, operator mógłby dopuścić pracę instalacji na warunkach uwzględniających aktualne i przyszłe ograniczenia sieciowe.

Nowe możliwości w Prawie energetycznym

Ustawa z 13 marca 2026 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Dz.U. z 2026 r. poz. 516) wprowadziła dwa rozwiązania: elastyczne i konfigurowalne umowy o przyłączenie do sieci. Oba mechanizmy umożliwiają korzystanie z infrastruktury przy ograniczonej dostępności mocy, ale różnią się przesłankami zastosowania i okresem obowiązywania ograniczeń.

Pierwsze rozwiązanie, uregulowane w art. 7¹, umożliwia przyłączenie instalacji z ograniczeniami poboru lub wprowadzania energii w sytuacji, gdy pełne przyłączenie wymaga rozbudowy infrastruktury przewidzianej w planie rozwoju uzgodnionym z Prezesem URE. Elastyczna umowa ma więc charakter przejściowy i pozwala uruchomić inwestycję przed zakończeniem niezbędnej rozbudowy sieci.

Zgodnie z art. 7¹ ust. 3 ograniczenia obowiązują do czasu rozbudowy sieci, jednak nie dłużej niż trzy lata od dnia zakończenia realizacji całości przyłączanego obiektu i uzyskania ostatecznego pozwolenia na użytkowanie, jeżeli jest ono wymagane. Trzyletni termin nie jest zatem liczony od zawarcia umowy o przyłączenie. Zawarcie takiej umowy nie zwalnia również operatora z realizacji inwestycji przewidzianych w uzgodnionych planach rozwoju.

Inną konstrukcją jest konfigurowalna umowa o przyłączenie, przewidziana w art. 7². Może być zawierana w sytuacji, gdy pełne przyłączenie nie jest możliwe mimo uwzględnienia rozbudowy sieci przewidzianej w planach rozwoju, a zakres ograniczeń może zależeć między innymi od określonych godzin, parametrów pracy sieci czy dostępności rezerw systemowych.

W odróżnieniu od umowy elastycznej ograniczenia w umowie konfigurowalnej mogą mieć charakter bezterminowy. Ustawodawca dopuścił zatem zarówno czasowe ograniczenie mocy do momentu rozbudowy infrastruktury, jak i trwałe korzystanie z sieci na warunkach odpowiadających jej rzeczywistym możliwościom technicznym.

SPRAWDŹ RÓWNIEŻ: 30 października mija ważny termin dla OZE. Czy z sieci znikną projekty „zombie” i uwolnią się gigawaty mocy? – e-magazyny.pl

Obowiązki wynikają również z prawa unijnego

Analizując nowe przepisy, nie można pominąć ich europejskiego kontekstu. Dyrektywa (UE) 2024/1711 wprowadziła do dyrektywy (UE) 2019/944 art. 6a dotyczący elastycznych umów przyłączeniowych, ustanawiając ramy prawne dla szerszego wykorzystywania tego rodzaju rozwiązań na europejskim rynku energii.

Art. 6a przewiduje opracowanie przez organ regulacyjny lub inny właściwy organ wyznaczony przez państwo członkowskie ram umożliwiających operatorom oferowanie elastycznych przyłączeń na obszarach o ograniczonej lub niedostępnej przepustowości. Nie chodzi więc wyłącznie o dopuszczenie możliwości zawierania nowych umów, ale także o stworzenie warunków do ich praktycznego stosowania.

Ramy te powinny uwzględniać między innymi przechodzenie z przyłączeń elastycznych na pełne po rozbudowie sieci oraz możliwość stosowania trwałych przyłączeń elastycznych tam, gdzie dalsza rozbudowa infrastruktury nie jest najbardziej efektywnym rozwiązaniem. Dyrektywa odnosi się również do określania mocy gwarantowanej i elastycznej, odpowiednich opłat sieciowych oraz certyfikowanych systemów sterowania mocą.

To istotne z punktu widzenia oceny polskiej reformy, ponieważ samo wprowadzenie ustawowej możliwości zawierania umów nie rozstrzyga wszystkich kwestii technicznych, ekonomicznych i regulacyjnych. Zasadne pozostaje pytanie, czy przyjęte w Polsce rozwiązania zapewniają operatorom wystarczająco przejrzyste warunki do oferowania nowych umów w praktyce.

Dlaczego operatorzy nie przedstawiają warunków nowych umów?

Według Modo Energy do końca października 2026 r. żaden operator nie opublikował warunków oferowania elastycznych i konfigurowalnych przyłączeń. Informacja ta nie oznacza jednak, że operatorzy nie prowadzą indywidualnych analiz dotyczących możliwości zastosowania nowych rozwiązań ani że świadomie opóźniają ich wdrożenie.

Brak publicznie dostępnych ofert nie jest dowodem na niechęć OSD do elastycznych przyłączeń. Przyczyną mogą być również kwestie związane z konstrukcją przepisów, odpowiedzialnością za bezpieczeństwo pracy sieci, dostępnością danych technicznych oraz zasadami finansowania niezbędnych rozwiązań.

Fakultatywny charakter nowych przepisów

Ustawodawca posłużył się sformułowaniem, zgodnie z którym operator „może” zawrzeć elastyczną lub konfigurowalną umowę o przyłączenie. Nie wprowadzono więc powszechnego, bezwarunkowego obowiązku zaoferowania takiej umowy każdemu inwestorowi, któremu odmówiono standardowego przyłączenia.

Jednocześnie operator odpowiada za bezpieczną pracę sieci, niedyskryminacyjny dostęp do infrastruktury oraz przestrzeganie parametrów jakościowych dostaw energii. Zawarcie umowy przewidującej zmienne ograniczenia mocy wymaga zatem odpowiedniej oceny ryzyka technicznego i operacyjnego, również z uwzględnieniem wpływu nowej instalacji na pozostałych użytkowników systemu.

Niepełne ramy wdrożeniowe i regulacyjne

Drugim zagadnieniem pozostaje standaryzacja mechanizmów elastycznego dostępu do sieci. Przepisy określają podstawowe przesłanki stosowania nowych umów, ale nie rozstrzygają wyczerpująco wszystkich kwestii związanych z wyznaczaniem dostępnej mocy, metodami aktywowania ograniczeń, weryfikacją ich wykonywania i szczegółowym rozliczaniem.

Nie oznacza to braku podstaw prawnych do zawierania takich umów, lecz wskazuje na konieczność przygotowania szczegółowych rozwiązań operacyjnych i kontraktowych. Szczególnie istotne jest ustalenie jednolitych, transparentnych kryteriów oferowania elastycznej przepustowości, aby ograniczyć ryzyko nierównego traktowania inwestorów ubiegających się o dostęp do tej samej infrastruktury.

Ograniczenia techniczne i dostępność danych

Elastyczne przyłączenie nie polega jedynie na wpisaniu do umowy niższej mocy przyłączeniowej. W przypadku ograniczeń zmiennych w czasie operator musi być w stanie określać, kiedy i w jakim zakresie sieć może bezpiecznie przyjąć dodatkowy pobór lub generację, bez naruszania dopuszczalnych parametrów jej pracy.

Wymaga to odpowiednich danych pomiarowych, modeli rozpływów mocy, prognoz obciążenia i generacji oraz uwzględniania stanów awaryjnych. Stopień złożoności tych analiz zależy jednak od konkretnego punktu przyłączenia, poziomu napięcia oraz rodzaju proponowanych ograniczeń, dlatego nie można zakładać, że każda nowa umowa będzie wymagała jednakowych nakładów technicznych.

Nie każda umowa będzie też oznaczała konieczność budowy całkowicie nowych systemów informatycznych. W części przypadków możliwe będzie wykorzystanie istniejącej infrastruktury pomiarowej, automatyki i telemechaniki, podczas gdy w innych niezbędne mogą okazać się dodatkowe inwestycje w sterowanie, komunikację i rozliczanie ograniczeń.

Koszt elastycznego przyłączenia. Nie tylko utracone przychody

Modo Energy przeanalizowało ekonomiczne skutki ograniczeń dla dwugodzinnego magazynu energii rozpoczynającego działalność w 2028 r. W scenariuszu zakładającym ograniczenie o połowę możliwości poboru i wprowadzania energii przez trzy lata wewnętrzna stopa zwrotu projektu (IRR) spada z około 9,7% do 8,7%.

Oznacza to pogorszenie rentowności o około jeden punkt procentowy, a przychody w latach 2028–2030 mogą być niższe o około 14%. Po zakończeniu ograniczeń, zgodnie z przyjętym modelem, wracają one do poziomu odpowiadającego pełnej dostępności mocy przyłączeniowej.

W przypadku umowy konfigurowalnej, w której ograniczenia są dopasowane do godzin rzeczywistych problemów z przepustowością sieci, wpływ na IRR może być znacznie mniejszy. W jednym z analizowanych scenariuszy wynosi około 0,25 punktu procentowego, co pokazuje, jak duże znaczenie ma odpowiednie określenie warunków korzystania z infrastruktury.

Są to jednak wyniki modelowe, a nie uniwersalna prognoza dla wszystkich magazynów energii. Rentowność konkretnej inwestycji zależy od sposobu wykorzystania magazynu, struktury przychodów, harmonogramu ograniczeń oraz kosztów finansowania, dlatego każda umowa wymaga odrębnej analizy ekonomicznej.

Co istotne, ocena opłacalności nie może ograniczać się wyłącznie do utraconych przychodów. Art. 7² ust. 6 Prawa energetycznego przewiduje możliwość uzgodnienia w konfigurowalnej umowie o przyłączenie opłaty pokrywającej rzeczywiste koszty realizacji przyłączenia oraz inne koszty niezbędne do realizacji tej umowy.

Przyłączenie konfigurowalne może więc wpływać nie tylko na przychody operacyjne, ale również na nakłady inwestycyjne projektu. Nie oznacza to automatycznego naliczania dodatkowych kosztów w każdym przypadku, jednak inwestor powinien uwzględnić taką możliwość w modelu finansowym jeszcze przed podjęciem ostatecznej decyzji inwestycyjnej.

Kto powinien ponosić koszty wdrożenia elastycznych przyłączeń?

Dyskusja o nowych umowach koncentruje się przede wszystkim na korzyściach dla inwestorów. Tymczasem z perspektywy operatorów istotne pozostają również koszty przygotowania i eksploatacji mechanizmów zarządzania ograniczeniami, których skala będzie zależała od charakteru konkretnych rozwiązań technicznych.

W zależności od przyjętego modelu mogą one obejmować rozwój systemów pomiarowych, automatykę, telemechanikę, narzędzia prognostyczne oraz systemy komunikacji z instalacjami użytkowników. Kluczowe jest więc rozstrzygnięcie, kto powinien ponosić koszty zapewnienia elastyczności: inwestor korzystający z nowego rozwiązania czy szerzej rozumiany system elektroenergetyczny.

Zagadnienie to jest szczególnie istotne wobec regulowanego charakteru działalności operatorów. Koszty infrastruktury i usług sieciowych muszą znajdować odpowiednie uzasadnienie w obowiązujących zasadach regulacyjnych, dlatego znaczenia nabiera również podejście Prezesa URE do ich kwalifikowania i rozliczania.

Art. 6a dyrektywy (UE) 2019/944 oraz wytyczne Komisji Europejskiej dotyczące sprawnych i terminowych przyłączeń wskazują na potrzebę odpowiedniego powiązania elastycznych przyłączeń z zasadami taryfowania i zarządzania ograniczeniami sieciowymi. Nie oznacza to konieczności wprowadzenia jednej odrębnej taryfy dla wszystkich umów, lecz pokazuje, że warunki ekonomiczne ich stosowania wymagają odpowiednio przejrzystych ram.

Elastyczne przyłączenie a rekompensaty za redysponowanie

Kolejnym zagadnieniem, które powinno zostać uwzględnione przy analizie opłacalności projektu, są konsekwencje umownego ograniczenia dostępu do sieci dla prawa do rekompensat. Ma to szczególne znaczenie dla inwestycji, których przychody zależą od możliwości pracy w określonych godzinach lub świadczenia usług na rzecz systemu elektroenergetycznego.

Art. 9c ust. 7g Prawa energetycznego przewiduje wyłączenie rekompensaty finansowej za określone przypadki nierynkowego redysponowania jednostki wytwórczej lub magazynu energii, jeżeli umowa o przyłączenie zawiera postanowienia skutkujące brakiem gwarancji niezawodnych dostaw energii.

Nie oznacza to jednak, że każda umowa elastyczna lub konfigurowalna automatycznie pozbawia inwestora wszystkich rekompensat. Kluczowe znaczenie mają konkretne postanowienia kontraktowe, charakter ograniczenia oraz przesłanki przewidziane w przepisach, które należy oceniać indywidualnie.

Inwestor powinien zatem zweryfikować nie tylko dopuszczalne limity mocy, ale również zasady ich uruchamiania, zakres odpowiedzialności stron i konsekwencje finansowe redysponowania. Szczególnie ważne jest rozróżnienie ograniczeń wynikających z umowy od odrębnych poleceń operatora, ponieważ może to mieć bezpośredni wpływ na sytuację ekonomiczną projektu.

Dla banków finansujących inwestycje będzie to jeden z elementów oceny ryzyka regulacyjnego i przewidywalności przyszłych przychodów. Nieprecyzyjne postanowienia w tym zakresie mogą zwiększać niepewność modelu finansowego, nawet jeśli pozostałe parametry techniczne przyłączenia wydają się korzystne.

Czy nowe przepisy wystarczą do uruchomienia rynku?

Elastyczne przyłączenia mogą przynieść korzyści zarówno inwestorom, jak i operatorom. Dla deweloperów oznaczają potencjalną możliwość realizacji projektu mimo braku pełnej przepustowości sieci, natomiast dla operatorów mogą stanowić narzędzie efektywniejszego wykorzystania istniejącej infrastruktury.

Nie należy jednak utożsamiać prawnej możliwości zawierania takich umów z gotowością całego systemu do ich powszechnego stosowania. Wprowadzenie nowych przepisów jest dopiero pierwszym etapem, a ich skuteczność będzie zależała od przygotowania rozwiązań technicznych, kontraktowych i ekonomicznych.

Istotną rolę mogą odegrać w tym procesie regulator, operatorzy oraz uczestnicy rynku. Warto również rozważyć wdrożenia pilotażowe, pozwalające sprawdzić różne modele ograniczeń w rzeczywistych warunkach pracy sieci i ocenić ich wpływ zarówno na bezpieczeństwo infrastruktury, jak i opłacalność inwestycji.

Takie doświadczenia mogłyby stanowić podstawę do opracowania bardziej jednolitych zasad oferowania elastycznych przyłączeń. Pozwoliłyby także lepiej określić, które ograniczenia wynikają bezpośrednio z przepisów, a które można usunąć poprzez odpowiednie rozwiązania organizacyjne i techniczne.

Niechęć OSD czy niedokończony proces regulacyjny?

Brak powszechnie dostępnych warunków elastycznych i konfigurowalnych przyłączeń nie powinien być automatycznie interpretowany jako niechęć operatorów do stosowania nowych rozwiązań. Nie można jednak także bez dodatkowych dowodów przesądzać, że jedyną przyczyną są bariery formalnoprawne.

Możliwe przeszkody obejmują zarówno fakultatywny charakter przepisów, jak i kwestie bezpieczeństwa systemu, gotowości technicznej operatorów, podziału kosztów oraz szczegółowych zasad regulacyjnych. Zasadnicze znaczenie ma przy tym art. 6a dyrektywy (UE) 2019/944, który przewiduje stworzenie ram umożliwiających oferowanie elastycznych przyłączeń.

Dlatego debata nie powinna ograniczać się do pytania, dlaczego operatorzy nie oferują nowych umów. Równie ważne jest ustalenie, czy polskie otoczenie regulacyjne zapewnia im wystarczająco jasne i przewidywalne warunki do stosowania tych rozwiązań, bez narażania bezpieczeństwa sieci i interesów pozostałych użytkowników.

Elastyczne przyłączenia nie zastąpią rozbudowy infrastruktury elektroenergetycznej, ale mogą stać się ważnym instrumentem jej efektywniejszego wykorzystania i ograniczania barier inwestycyjnych. Warunkiem jest jednak przełożenie nowych regulacji na rozwiązania, które będą możliwe do zastosowania zarówno od strony prawnej, jak i technicznej oraz ekonomicznej.

Bez tego mechanizm, który miał otworzyć drogę nowym inwestycjom, może pozostać rozwiązaniem funkcjonującym przede wszystkim na papierze.

Źródła:

1. Ustawa z 13 marca 2026 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Dz.U. z 2026 r. poz. 516): https://eli.gov.pl/eli/DU/2026/516/ogl

2. Urząd Regulacji Energetyki, Sprawozdanie z działalności Prezesa URE w 2025 r.: https://www.ure.gov.pl

3. Modo Energy, „Flexible connection agreements: boost or barrier for Poland’s battery build?”: https://modoenergy.com/research/jp/poland-flexible-connection-agreements-bess-irr-cost

4. Modo Energy, „Polish grid capacity: where can batteries connect?”: https://modoenergy.com/research/it/poland-grid-capacity-bess-connection-reinforcement-2029-2031

5. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2024/1711 z 13 czerwca 2024 r.: https://eur-lex.europa.eu/eli/dir/2024/1711/oj?locale=pl

6. Komisja Europejska, „Guidance on efficient and timely grid connections” (2025): https://energy.ec.europa.eu/topics/infrastructure/european-grids_en

7. Polskie Sieci Elektroenergetyczne, „Redysponowanie nierynkowe”: https://www.pse.pl/redysponowanie-nierynkowe

---

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.