Polska: Regulacje dla BESS i OZE – Ceny ujemne, opłaty sieciowe i rynki energii

Ceny ujemne a system wsparcia OZE

Polska nie posiada przepisu analogicznego do niemieckiego § 51 EEG w postaci jednej, automatycznej klauzuli zawieszenia premii rynkowej. Zamiast tego ustawa OZE z 2015 r. zawiera w art. 93 ust. 4–6 mechanizm wyłączania energii wytworzonej w godzinach ujemnych cen z wolumenu uprawniającego do wsparcia w formie świadectw pochodzenia (zielonych certyfikatów). Przed nowelizacją z 28 grudnia 2024 r. (Dz.U. 2024 poz. 1847) wytwórca był zobowiązany odjąć energię wyprodukowaną w godzinach, w których średnia ważona cena transakcyjna na TGE była niższa niż 0 PLN/MWh przez co najmniej sześć kolejnych godzin dostawy Zarządca Rozliczeń S.A. – Art. 93 ust. 4–6 ustawy OZE: ujemne ceny TGeBase, nowelizacja Dz.U. 2024 poz. 1847. Nowelizacja zaostrzyła ten próg: od 28 grudnia 2024 r. wyłączeniu podlegają wszystkie godziny dostawy, w których cena była ujemna – bez wymogu sześciu kolejnych godzin. Jeżeli dzienny indeks TGeBase był ujemny, wartość ta musi zostać uwzględniona w bilansie ujemnym zgodnie z art. 93 ust. 2 pkt 2 lit. a Zarządca Rozliczeń S.A. – Art. 93 ust. 4–6 ustawy OZE: ujemne ceny TGeBase, nowelizacja Dz.U. 2024 poz. 1847. Przepis przejściowy (art. 32 nowelizacji) różnicuje stosowanie zasad w zależności od daty nabycia instalacji lub wydania świadectwa.

System aukcyjny (art. 73 ust. 1 ustawy OZE) oraz taryfy stałe FIT/FIP (art. 70b ust. 8, art. 83m ust. 8) podlegają analogicznym regułom – w godzinach ujemnych cen wytwórca nie może zaliczyć produkowanej energii do wolumenu objętego kontraktem aukcyjnym Zarządca Rozliczeń S.A. – Art. 93 ust. 4–6 ustawy OZE: ujemne ceny TGeBase, nowelizacja Dz.U. 2024 poz. 1847. W praktyce w 2025 r. na TGE odnotowano dziesiątki godzin ujemnych cen miesięcznie (np. w czerwcu 2025 r. – 33 godziny), a wytwórcy OZE są zobowiązani do korekty wniosków o świadectwa pochodzenia. Zarządca Rozliczeń S.A. (ZRSA) publikuje szczegółowe instrukcje dotyczące stosowania art. 93 ust. 4–6 dla każdego okresu Zarządca Rozliczeń S.A. – Art. 93 ust. 4–6 ustawy OZE: ujemne ceny TGeBase, nowelizacja Dz.U. 2024 poz. 1847. Nie istnieje w Polsce odrębna, godzinowa opłata za redyspozycję analityczna do mechanizmu Abschöpfung z prawa niemieckiego; stosuje się wyłączenie wolumenu ze wsparcia, nie zaś zwrot nadpłaconej premii.

Redysponowanie OZE i obowiązkowa elastyczność

Przepisy dotyczące redysponowania instalacji wiatrowych i fotowoltaicznych zostały wprowadzone do Prawa energetycznego nowelizacją ogłoszoną 23 sierpnia 2023 r. (Dz.U. 2023 poz. 1681), która dodała sekcje 7a–7q w art. 9c Prawa energetycznego Raczyński Skalski & Partners – Rekompensata za ograniczenie pracy OZE: art. 9c ust. 7a–7q Prawa energetycznego, nowelizacja sierpień 2023. OSP (PSE) i OSD mogą wydawać polecenia ograniczenia lub wyłączenia produkcji elektrowni wiatrowych i fotowoltaicznych ze względów bilansowych lub sieciowych. Ograniczenie takie podlega rekompensacie finansowej na podstawie art. 13 ust. 7 rozporządzenia (UE) 2019/943, jednak zgodnie z art. 9c ust. 7g Prawa energetycznego rekompensata przysługuje wyłącznie wytwórcom, których umowy o przyłączenie zawierają postanowienia dotyczące gwarancji niezawodności dostaw energii elektrycznej Raczyński Skalski & Partners – Rekompensata za ograniczenie pracy OZE: art. 9c ust. 7a–7q Prawa energetycznego, nowelizacja sierpień 2023. Warunek ten wyklucza część starszych instalacji.

Wytwórca ma 180 dni od końca miesiąca, w którym nastąpiło ograniczenie, na złożenie wniosku o rekompensatę (art. 9c ust. 7k). Kwota rekompensaty obliczana jest na podstawie czasu trwania redysponowania, ceny energii na rynku bilansującym w okresie ograniczenia oraz wolumenu energii, który nie mógł zostać wprowadzony do sieci Raczyński Skalski & Partners – Rekompensata za ograniczenie pracy OZE: art. 9c ust. 7a–7q Prawa energetycznego, nowelizacja sierpień 2023. Metodologia PSE wzbudza kontrowersje: stosowanie cen niezbilansowania zamiast rynkowych cen transakcyjnych może nie odzwierciedlać rzeczywistych strat wytwórcy, zwłaszcza gdy instalacja posiada długoterminową umowę PPA. W 2024 r. łączny wolumen wymuszonego ograniczenia OZE wyniósł 731,4 GWh, z czego 597 GWh przypadało na instalacje fotowoltaiczne. W pierwszej połowie 2025 r. wolumen ten już przekroczył 600 GWh, co świadczy o systematycznym narastaniu problemu Clyde & Co – Poland RES electricity curtailments 2024: wolumeny, podstawa prawna, metodologia rekompensaty PSE.

Od 2025 r. nowe regulacje zezwalają na bezpośrednie przyłączenie instalacji OZE z magazynem energii do odbiorców przemysłowych z pominięciem sieci publicznej (tzw. linie bezpośrednie), co ma na celu ograniczenie nadwyżek produkcji i redukcję wolumenu redysponowania. Nowelizacja Prawa energetycznego z 30 kwietnia 2026 r. (ustawa sieciowa, projekt UC84) skróciła terminy administracyjne dla wydawania warunków przyłączenia nowych instalacji wytwórczych i magazynów energii Enerad.pl – Nowelizacja Prawa energetycznego z 3 lipca 2021 r.: status prawny magazynów energii, zniesienie podwójnych opłat, progi koncesyjne.

Opłaty sieciowe dla magazynów energii

Nowelizacja Prawa energetycznego z 3 lipca 2021 r. (Dz.U. 2021 poz. 1093) wprowadza regulacje kluczowe dla magazynów energii, likwidując podwójne naliczanie opłat sieciowych Enerad.pl – Nowelizacja Prawa energetycznego z 3 lipca 2021 r.: status prawny magazynów energii, zniesienie podwójnych opłat, progi koncesyjne. Przed nowelizacją magazyn energii mógł być traktowany jako odbiorca przy ładowaniu (opłata dystrybucyjna od energii pobranej) i jednocześnie jako wytwórca przy oddawaniu energii (opłata za przesył energii wprowadzanej), co skutkowało podwójnym obciążeniem. Zgodnie z nowymi przepisami opłaty sieciowe są naliczane wyłącznie od różnicy między energią pobraną a wprowadzoną do sieci. Magazyny energii zostały ponadto zwolnione z opłaty przejściowej, opłaty mocowej i opłaty kogeneracyjnej w odniesieniu do energii przeznaczonej do magazynowania Enerad.pl – Nowelizacja Prawa energetycznego z 3 lipca 2021 r.: status prawny magazynów energii, zniesienie podwójnych opłat, progi koncesyjne.

Nowelizacja wyznacza progi regulacyjne: magazyny o łącznej mocy zainstalowanej powyżej 50 kW muszą być wpisane do rejestru operatora sieci (ustawa licznikowa), natomiast instalacje powyżej 10 MW wymagają uzyskania koncesji na magazynowanie energii elektrycznej od Prezesa URE (art. 32 ust. 1 pkt 2a Prawa energetycznego). Magazyny do 10 MW są zwolnione z obowiązku koncesyjnego URE – Ceny ujemne: wykaz godzin z ujemnymi cenami na TGE i obowiązki wytwórców OZE. Magazyny energii przyłączone bezpośrednio do sieci elektroenergetycznej korzystają z 50-procentowej ulgi w opłacie za przyłączenie Enerad.pl – Nowelizacja Prawa energetycznego z 3 lipca 2021 r.: status prawny magazynów energii, zniesienie podwójnych opłat, progi koncesyjne. Na dzień opracowania niniejszego dokumentu (czerwiec 2026 r.) kwestia pełnej implementacji art. 6 rozporządzenia (UE) 2019/943, nakazującego unikanie podwójnych opłat sieciowych dla energii magazynowanej, wymaga dalszej weryfikacji w kontekście aktualnych taryf zatwierdzanych przez URE.

Nowelizacja Prawa budowlanego (podpisana przez Prezydenta 18 grudnia 2025 r., wejście w życie 7 stycznia 2026 r.) po raz pierwszy wprowadziła ustawową definicję elektrycznego magazynu energii do prawa budowlanego oraz zróżnicowane wymagania pozwoleniowe: instalacje do 30 kWh – bez formalności; 30–300 kWh – zgłoszenie budowlane; powyżej 300 kWh – pozwolenie na budowę (dotyczy instalacji wolnostojących) PSME – Nowelizacja Prawa budowlanego: magazyny energii z nowymi regulacjami od 7 stycznia 2026 r., progi pojemnościowe i definicja ustawowa. Pełna definicja ustawowa wchodzi w życie od 20 września 2026 r.

Rynki dostępne dla magazynu energii

Właściciel BESS w Polsce może łączyć przychody z czterech segmentów rynkowych:

1. Rynek mocy (ustawa z 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy, Dz.U. 2018 poz. 9, tekst jedn. Dz.U. 2025 poz. 610)
PSE przeprowadza główne aukcje mocy z dostawą na dany rok oraz aukcje uzupełniające kwartalne. Rynek mocy jest w Polsce jedynym długoterminowym strumieniem przychodów dla właścicieli BESS. W aukcji na rok dostaw 2030 (przeprowadzonej w grudniu 2025 r.) cena rozliczeniowa wyniosła 465,02 PLN/kW/rok. Dla magazynów energii kluczowe znaczenie ma współczynnik korekcyjny dyspozycyjności (KWD): w aukcji na 2030 r. KWD dla BESS został drastycznie obniżony do 13,39% w porównaniu z ~60% w aukcji na 2029 r. i ~95% w aukcji na 2028 r. – co oznacza, że pomimo nominalnego zakontraktowania ok. 685 MW obowiązku mocowego, faktyczna moc fizycznych instalacji musi wynieść ok. 5,1 GW Energy Storage News – Aukcja rynku mocy 2030: KWD dla BESS obniżony do 13,39%, cena 465,02 PLN/kW/rok, wyniki BESS. Ogólna certyfikacja jest obowiązkowa od 2 stycznia 2024 r. dla wszystkich jednostek planujących uczestnictwo w aukcjach lub rynku wtórnym.

2. Rynek bilansujący i usługi regulacji częstotliwości
Reforma rynku bilansującego weszła w życie 14 czerwca 2024 r., wprowadzając 96 okresów rozliczeniowych na dobę (zamiast dotychczasowych 24) i formalnie rozdzielając role Dostawcy Usług Bilansujących (DUB/BSP) od Podmiotu Odpowiedzialnego za Bilansowanie (POB/BRP) Green Edge Solutions – Rynek bilansujący i certyfikacja BESS w Polsce: reforma 14 czerwca 2024 r., JGM1/JGM2, PICASSO 11 lipca 2025. Magazyny energii rejestrują się jako jednostki magazynowania (JGM1 – pełna dyspozycja PSE; JGM2 – ograniczona dyspozycja BSP). Minimalna wielkość oferty bilansującej wynosi 1 MW, a formalne dopuszczenie od 0,2 MW dotyczy podmiotów działających przez agregatora. Trzy kluczowe usługi regulacji częstotliwości: FCR (regulacja pierwotna, aktywacja w 30 sekund, ok. 170–177 MW krajowego zapotrzebowania), aFRR (automatyczna regulacja wtórna, aktywacja w 5 minut, ok. 500 MW zapotrzebowania), mFRR (ręczna regulacja trzeciorzędna, aktywacja w 12,5 minuty). PSE dołączyło do europejskiej platformy wymiany energii bilansującej PICASSO 11 lipca 2025 r., co otworzyło możliwość aktywacji transgranicznych mocy aFRR Green Edge Solutions – Rynek bilansujący i certyfikacja BESS w Polsce: reforma 14 czerwca 2024 r., JGM1/JGM2, PICASSO 11 lipca 2025. Łączna wartość aukcji FCR, aFRR, mFRR i RR przekracza 2 mld PLN rocznie, a średnia stawka aFRR w Polsce wynosi ok. 180 PLN/MW/h – czterokrotnie więcej niż w Niemczech.

3. Rynek dnia następnego i rynek dnia bieżącego (TGE)
Rynek dnia następnego (RDN) na TGE jest rozliczany w ramach europejskiego mechanizmu SDAC, a rynek dnia bieżącego (RDB) działa na platformie SIDC z możliwością ciągłego handlu do godziny przed dostawą. Transakcje w RDB są denominowane w euro, a rozliczenie z IRGiT odbywa się w PLN. W 2024 r. łączny wolumen ciągłego handlu intraday w Polsce wyniósł 1,1 TWh. Arbitraż BESS na RDN rośnie dynamicznie: według analiz Pexapark średni maksymalny potencjał arbitrażu dobowego dla 2-godzinnego BESS wzrósł w II kwartale 2025 r. o 81% rok do roku na RDN i o 88% na RDB Pexapark – Polskie czynniki capture rate dla PV: arbitraż BESS +81% RDN, +88% RDB w II kw. 2025 r..

4. Inne źródła przychodów
Magazyny energii mogą uczestniczyć w mechanizmie rynku elastyczności na poziomie OSD (dystrybucja), który jest stopniowo wdrażany, jednak brak jednolitej regulacji krajowej – do weryfikacji według aktualnego harmonogramu URE. Dotacje inwestycyjne NFOŚiGW (ok. 4 mld PLN przyznane w grudniu 2025 r. dla projektów BESS) stanowią dodatkowe wsparcie po stronie CAPEX Energy Storage News – Aukcja rynku mocy 2030: KWD dla BESS obniżony do 13,39%, cena 465,02 PLN/kW/rok, wyniki BESS.