Zmiany w ustawie o OZE 2025 dotyczące dużych instalacji – kompletny przewodnik

Co się zmienia w ustawie o OZE 2025 dla dużych instalacji

Sektor OZE stoi przed wyzwaniami proceduralnymi i finansowymi. Rząd przygotował nowe regulacje, które mają usprawnić procesy przyłączeniowe. Nowelizacja Prawa energetycznego oraz ustawa o OZE 2025 zbiera się w projekcie UC84. Ten akt prawny wprowadza kluczowe modyfikacje dla instalacji o mocy co najmniej 1 MW. Projekt ten ma na celu przede wszystkim walkę z tzw. magazynowaniem mocy. Wiele firm blokowało moce przyłączeniowe bez realnej chęci budowy. Nowe mechanizmy, takie jak kamienie milowe, mają wymusić szybszą realizację. Inwestorzy muszą teraz działać znacznie sprawniej. Polska Izba Magazynowania Energii i Elektromobilności (PIME) alarmuje jednak o ryzyku. Organizacje branżowe ostrzegają przed paraliżem realnych inwestycji. Skrócenie ważności warunków przyłączenia jest pierwszą barierą. Dotychczasowe warunki przyłączenia były ważne przez 24 miesiące. Nowe przepisy skracają ten okres do zaledwie 12 miesięcy. Inwestor musi wykonać projekt i uzyskać pozwolenia w krótszym czasie. Brak realizacji kamieni milowych w tym okresie oznacza wygaśnięcie warunków. Operator systemu dystrybucyjnego (OSD) lub przesyłowego (OSP) może odmówić zawarcia umowy. Inwestorzy muszą zatem zabezpieczyć finansowanie projektu szybciej. Przykładowo, duża farma fotowoltaiczna 50 MW na Podlasiu wymagać będzie natychmiastowego działania. Każdy inwestor musi uwzględnić ten skrócony termin w harmonogramie. Wzrost zaliczek na przyłączenie znacząco podnosi koszty początkowe. Zaliczka na poczet opłaty za przyłączenie wzrasta dwukrotnie. Dotychczas wynosiła 30 zł/kW, a teraz osiągnie 60 zł/kW. Dla instalacji o mocy 100 MW zaliczka wynosi już 6 milionów złotych. Dodatkowe obciążenia finansowe obejmują opłaty za wniosek oraz obowiązkowe zabezpieczenia. Grzegorz Wiśniewski z IEO wskazuje, że uderzy to zwłaszcza w mniejszych inwestorów. Nie są oni w stanie pozyskać milionów z dnia na dzień. Duże instalacje OZE stają się dostępne tylko dla podmiotów o stabilnym kapitale. Zabezpieczenie finansowania musi być priorytetem w fazie FID. Największe obawy budzi retroaktywność nowych przepisów. Projekt UC84 przewiduje zastosowanie nowych opłat i kamieni milowych wstecz. Zmiany dotkną warunki przyłączenia wydane po 1 stycznia 2023 roku. Inwestorzy działają w zaufaniu do państwa. Tomasz Drzał, prezes Krajowej Izby Klastrów Energii i OZE, podkreśla utratę przewidywalności. Brak wniesienia podwyższonej zaliczki może skutkować wygaśnięciem warunków. Inwestorzy muszą natychmiast zweryfikować status swoich projektów. Zmiany mają charakter retroaktywny – dotyczą już wydanych warunków. Nowe przepisy wprowadzają 6 najważniejszych zmian dla deweloperów:

• Skrócić termin ważności warunków przyłączenia z dwóch lat do 12 miesięcy.
• Podnieść zaliczkę na przyłączenie z 30 zł/kW do 60 zł/kW mocy.
• Wprowadzić kamienie milowe utrzymujące moc dla duże instalacje PV i wiatrowe.
• Wymusić osiąganie postępów w projekcie pod rygorem utraty mocy.
• Inwestor ponosi opłatę za wniosek oraz obowiązkowe zabezpieczenie finansowe.
• Zastosować nowe regulacje wstecznie dla warunków wydanych po 2023 roku.

Koszty przyłączenia: porównanie 2024 a 2025

Zmiana opłat ma fundamentalny wpływ na wskaźniki finansowe projektów. Poniższa tabela przedstawia różnice w kluczowych opłatach przyłączeniowych.

Rodzaj opłaty	Stary poziom 2024	Nowy poziom 2025
Zaliczka	30 zł/kW	60 zł/kW
Wniosek	Brak	Wprowadzona
Zabezpieczenie	Brak	Wprowadzone
Maks. opłata	3 mln zł	6 mln zł

Tabela 1. Porównanie kluczowych opłat przyłączeniowych w sektorze OZE. Porównanie opłat przyłączeniowych 2024 vs 2025. Wzrost zaliczki do 60 zł/kW znacząco obniża wewnętrzną stopę zwrotu (IRR). Inwestorzy muszą ponieść wyższy koszt kapitału już na wczesnym etapie. Tomasz Podgajniak, wiceprezes PIGEOR, nazwał to „wyrokiem na setki realnych inwestycji”. Zabezpieczanie finansowania staje się trudniejsze i droższe. Podniesienie kosztów przyłączenia może ostatecznie podnieść cenę energii dla odbiorców. Deweloperzy powinni podjąć 2 kluczowe działania:

• Skonsultuj projekt z prawnikiem energetycznym przed złożeniem wniosku.
• Zabezpiecz finansowanie na wyższe zaliczki już na etapie FID.

Konkursy na moc przyłączeniową i elastyczne umowy – nowe zasady dostępu do sieci

Problemy z przepustowością sieci wymusiły nowe rozwiązania systemowe. Projekt UC84 wprowadza mechanizm konkurs na moc przyłączeniową. Konkursy mają regulować przydział mocy w obszarach przeciążonych. Operatorzy systemów dystrybucyjnych (OSD) wyznaczają obszary przyłączeń. Podział uwzględnia warunki techniczne i ekonomiczne przyłączenia. Konkursy będą ogłaszane regularnie, co miesiąc. Dotyczy to obszarów, gdzie wydano co najmniej jedne wstępne warunki. Operator sieci (np. PSE) ogłasza konkurs do 10. dnia miesiąca. Inwestorzy powinni monitorować te ogłoszenia bardzo uważnie. Przydział mocy następuje według kolejności złożenia kompletnych dokumentów. Szybkość złożenia oferty ma kluczowe znaczenie strategiczne. Kryteria przyznania mocy mają zapewnić najwyższą efektywność projektów. Wprowadzenie kamieni milowych zapewnia realną realizację inwestycji. Inwestor musi udowodnić zdolność do terminowego ukończenia budowy. Ocenie podlegać będzie także zaawansowanie projektu. Weryfikacja obejmuje pozwolenia środowiskowe oraz dokumentację finansową. Inwestorzy powinni skoncentrować się na kompletności dokumentacji. Brak osiągnięcia kamienia milowego powoduje utratę przydzielonej mocy. Zgodnie z faktami, moc przyznaje się według kolejności złożenia kompletnych dokumentów. W przypadku ograniczonej przepustowości sieci stosuje się elastyczne umowy. Operator może zaoferować elastyczna umowa przyłączeniowa w zamian za gwarancję mocy. Umowa ta pozwala na przyłączenie dużej instalacji. Wiąże się jednak z możliwością ograniczenia wprowadzania energii do sieci. Takie ograniczenie nazywane jest curtailment. Operator może ograniczyć wprowadzanie energii do 20% rocznie. Ograniczenie to nie przewiduje odszkodowania dla wytwórcy. Ograniczenia wpływają na ekonomię farm wiatrowych i PV. Inwestor powinien uwzględnić maksymalny curtailment w modelu finansowym. Na przykład, konkurs w północno-zachodnim OBS może wymagać wyższej gotowości na ograniczenia. Strategia deweloperska powinna uwzględniać następujące kryteria oceny ofert:

1. Zaawansowanie projektu pod względem pozwoleń administracyjnych.
2. Zabezpieczenie finansowania realizacji inwestycji w OZE.
3. Gotowość do podpisania elastycznej umowy przyłączeniowej.
4. Zdolność do szybkiego osiągnięcia kamieni milowych utrzymujących elastyczna umowa przyłączeniowa.
5. Wpływ na lokalny system elektroenergetyczny, tzw. factor X.

Inwestor powinien podjąć 2 kluczowe działania:

• Złóż ofertę w pierwszych 24 h po ogłoszeniu konkursu.
• Negocjuj elastyczne umowy z opcją bankowej gwarancji mocy.

Przydział mocy w konkursach UC84 (2025-2026) w MW.

Obligo giełdowe 2026 – obowiązek sprzedaży 80% energii z dużych OZE

Od 1 lipca 2026 roku wraca obowiązek sprzedaży energii na giełdzie. Nowe przepisy wprowadzają obligo giełdowe dla dużych instalacji OZE. Obowiązek dotyczy wytwórców posiadających moc co najmniej 10 MW. Muszą oni sprzedać 80% wyprodukowanej energii. Sprzedaż musi odbyć się przez TGE (Towarową Giełdę Energii) lub NEMO. Celem regulacji jest zwiększenie płynności na rynku hurtowym. Ma to również zwiększyć transparentność transakcji. Dotychczas duża część transakcji odbywała się wewnątrz grup kapitałowych. W 70% transakcji w 2023 roku realizowano w ten sposób. Ministerstwo chce ograniczyć tę praktykę. Wprowadzenie obliga giełdowego generuje nowe, znaczące koszty operacyjne. Każda spółka celowa, zarządzająca instalacją 10 MW, musi uzyskać koncesję. Wymagana jest koncesja na obrót energią elektryczną od URE. Koncesja wymaga kapitału zakładowego rzędu 100 tysięcy złotych. Wymagane są również gwarancje finansowe na TGE. Branża musi ponieść wydatki na systemy IT i kadry. Konieczne jest dostosowanie systemów do operacji giełdowych. Wielu mniejszych wytwórców nie udźwignie tych obciążeń finansowych. Brak koncesji uniemożliwi rozliczenie nadwyżek energii. Obligo giełdowe negatywnie wpływa na bankowalność projektów. Inwestorzy muszą zapewnić niskie ryzyko finansowania zewnętrznego. Zabezpieczenie przychodów zwykle odbywa się przez długoterminowe umowy PPA. Obligo giełdowe w dużej mierze wyklucza tę możliwość. Umowy Power Purchase Agreement (PPA) są kluczowe dla banków. Janusz Gajowiecki, prezes PSEW, podkreśla ten spadek atrakcyjności. Zmiany spowodują mniejszą bankowalność farmy wiatrowej czy PV. Eksperci alarmują, że regulacje zahamują rozwój zielonych mocy. Na przykład, farma 60 MW bez koncesji napotka ogromne trudności. Regulacja przewiduje 7 wyłączeń z obowiązku giełdowego:

• Energia wytworzona i dostarczona w ramach umowy cPPA.
• Sprzedaż energii z instalacji o mocy poniżej 10 MW.
• Energia wytworzona przez linie bezpośrednie.
• Instalacje dostarczające prąd do odbiorcy końcowego.
• Instalacje kogeneracji o sprawności powyżej 52,5%, posiadające koncesja na obrót energią.
• Energia produkowana wyłącznie na potrzeby własne.
• Instalacje generujące energię niezbędną do zadań operatora.

Koszty związane z Obligiem Giełdowym

Wprowadzenie obliga generuje szereg kosztów stałych i jednorazowych.

Element	Koszt jednorazowy	Koszt roczny
Koncesja URE	100 tys. zł	Opłata skarbowa
Gwarancje finansowe	Zmienne	Zmienne
Opłaty giełdowe	Brak	0,15% obrotu
System IT	Wysoki	Utrzymanie
Kadra	Rekrutacja	Wynagrodzenia

Tabela 2. Szacunkowe koszty związane z uzyskaniem koncesji i udziałem w TGE. Dodatkowe koszty operacyjne, w tym opłaty giełdowe (0,15% obrotu), podnoszą LCOE (Levelized Cost of Energy) projektu. Oznacza to, że minimalna cena sprzedaży energii musi być wyższa. To może ograniczyć konkurencyjność polskiej zielonej energii na rynku europejskim, utrudniając długoterminowe kontraktowanie. Deweloperzy powinni podjąć 2 kluczowe działania:

• Rozważ zawarcie umowy cPPA z odbiorcą końcowym – wyłączenie spod obliga.
• Zbuduj wewnętrzny dział handlowy lub outsourcuj go do agencji TGE.

Biometan, wiatr na lądzie i magazyny – nowe ścieżki wsparcia w UD332

Projekt UD332 wprowadza nowe ścieżki wsparcia dla wybranych technologii OZE. Rząd chce dywersyfikować miks energetyczny. Koncentruje się na biometanie, wietrze lądowym i magazynach energii. Nowelizacja ma przyspieszyć transformację energetyczną. Kluczową zmianą jest aukcyjny system wsparcia dla biometanu. Biometan aukcje OZE mają odbywać się co sześć miesięcy. System dotyczy instalacji biometanu o mocy elektrycznej większej niż 1 MW. Aukcje mają zapewnić stabilność przychodów dla inwestorów. Określają cenę referencyjną i wolumen zakupu biometanu. Umożliwia to powstawanie dużych biometanowni. Przykładowo, biometanownia 3 MW w Wielkopolsce może liczyć na stabilne wsparcie. Inwestor powinien złożyć deklarację uczestnictwa 30 dni przed aukcją. Projekt UD332 doprecyzowuje też zasady rozliczania wytwórcy z operatorem sieci gazowej. Energetyka wiatrowa na lądzie zyskuje nowe ułatwienia planistyczne. Uregulowano możliwość lokalizowania elektrowni wiatrowych. Będzie to możliwe na podstawie Zintegrowanego Planu Inwestycyjnego (ZPI). ZPI to umowa urbanistyczna zawierana między inwestorem a gminą. Uproszczona procedura ZPI skraca ścieżkę planistyczną. Czas trwania procedury może wynosić od 5 do 9 miesięcy. To znaczące przyspieszenie w porównaniu do tradycyjnego MPZP. Nowelizacja ujednolica zasady konsultacji w procesie planistycznym. Wprowadzono również mechanizm gratyfikacji społeczności lokalnych. Inwestor musi wydzielić co najmniej 10% mocy zainstalowanej. Moc trafia do gminnej spółki lub mieszkańców. Udział społeczności lokalnych wymusi oddanie ≥10% mocy wiatrowej do gminnej spółki. Rozszerzono również mechanizm cable poolingu o magazyny energii. Dotychczas cable pooling dotyczył tylko instalacji OZE. Nowe przepisy pozwalają na współdzielenie przyłącza przez magazyny >1 MW. Magazyn energii cable pooling pozwala na optymalizację wykorzystania infrastruktury sieciowej. Zwiększa to elastyczność w zarządzaniu produkcją i konsumpcją. Uregulowano też kwestię sumowania mocy mikroinstalacji i magazynu energii. Likwiduje się obowiązek wniesienia zaliczki dla kolejnej instalacji w cable poolingu. Nowelizacja UD332 zapewnia 6 korzyści dla deweloperów:

• Wprowadzić aukcyjny system wsparcia dla biometanu powyżej 1 MW.
• Skrócić procedury planistyczne dla wiatru lądowego dzięki ZPI.
• Umożliwić wiatr lądowy budowę na podstawie Zintegrowanego Planu Inwestycyjnego.
• Rozszerzyć cable pooling na magazyny energii o mocy powyżej 1 MW.
• Zapewnić stabilność przychodów dla dużych biometanowni.
• Ujednolicić zasady konsultacji w procesie inwestycyjnym.

Deweloperzy powinni podjąć 2 kluczowe działania:

• Złóż deklarację do aukcji biometanu 30 dni przed terminem.
• Negocjuj umowę urbanistyczną z gminą przed wnioskiem o ZPI.

Kalendarium planowanych aukcji biometanu (2025-2027)

Aukcje mają być kluczowym narzędziem wsparcia dla biometanu. Odbywają się one cyklicznie, dwa razy w roku.

Aukcja	Moc biometanu [MW]	Termin
I 2025	35	Czerwiec
II 2025	40	Grudzień
I 2026	50	Czerwiec
II 2026	60	Grudzień
I 2027	70	Czerwiec

Tabela 3. Planowane wolumeny mocy dla biometanu w systemie aukcyjnym URE. Ceny referencyjne dla biometanu zostaną określone przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska. Będą one stanowić maksymalny pułap cenowy dla oferowanej energii. Wysokie ceny referencyjne mają zachęcić do inwestycji. Zapewniają one przewidywalność przychodów w długim okresie.