Implementacja dyrektywy RED III, czyli o zmianach ustawy OZE planowanych w 2026 r.

Jak wiadomo, Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2001 z 11 grudnia 2018 r. dotycząca promowania energii ze źródeł odnawialnych (tzw. dyrektywa RED II)[1] pełni zasadniczą rolę w regulacjach dotyczących energetyki odnawialnej.

Dyrektywa Red II została zmieniona w 2023 r. Nastąpiło to na mocy Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2023/2413 z 18 października 2023 r. zmieniającej wspomniany akt prawa unijnego, a także modyfikującej rozporządzenie (UE) 2018/1999 i dyrektywę 98/70/WE w odniesieniu do promowania energii ze źródeł odnawialnych oraz uchylającej dyrektywę Rady (UE) 2015/652[2]. Nowelizacja określana jest jako Dyrektywa RED III.

Dyrektywa RED III wiąże energetykę odnawialną nie tylko z celami klimatycznymi – ogólnymi[3], jak i dla poszczególnych sektorów[4] – ale także z kwestiami niezależności europejskiego systemu energetycznego od państw trzecich, w tym ze zmniejszaniem zależności od importowanych paliw kopalnych. Ważne jest również zapewnienie przystępnych cen energii[5].  

Co istotne, Dyrektywa RED III nakazuje, żeby określone procedury rzutujące na realizację oraz eksploatację OZE były uznawane za leżące w nadrzędnym interesie publicznym, a także jako działania służące zdrowiu i bezpieczeństwu publicznemu, przy wyważaniu jednak interesów indywidualnych[6].

Zmiany regulacji o OZE w 2026 r.

Implementacja dyrektywy RED III odbywa się w rozproszeniu, czyli poprzez akty prawne różnego rzędu, regulujące rozmaite obszary wpływające na energetykę odnawialną.

Pierwsze regulacje zostały już uchwalone i weszły w życie w 2025 r. Kolejne (przepisy projektowane) znajdują się na różnych etapach prac legislacyjnych, a ich uchwalenie planowane jest na rok 2026.

Do regulacji już uchwalonych, których stosowanie rozwinie się w 2026 r., zaliczyć należy przede wszystkim Ustawę z 9 października 2025 r. o zmianie ustawy o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych oraz niektórych innych ustaw (Dz.U. 2025 poz. 1535). Wprowadziła ona m.in. obszary przyspieszonego rozwoju instalacji OZE.

Natomiast ważniejsze regulacje dopiero procedowane obejmują: (1) Projekt ustawy o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw (UC118)[7] - planowany do przyjęcia przez Radę Ministrów w I kwartale 2026 r., (2) Projekt ustawy o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw (UD332)[8] – planowany do przyjęcia przez Radę Ministrów do końca 2025 r., (3) Projekt ustawy o zmianie niektórych ustaw w celu uproszczenia procedur administracyjnych (UDER 95)[9] – planowany do przyjęcia przez Radę Ministrów do końca 2025 r., (4) Projekt rozporządzenia Rady Ministrów zmieniającego rozporządzenie w sprawie przedsięwzięć mogących znacząco oddziaływać na środowisko (RD239)[10] – planowany do przyjęcia przez Radę Ministrów do końca 2025 r.

Planowane zmiany legislacyjne, w zamierzeniu prawodawcy, mają pozytywnie rzutować na proces inwestycyjny/reinwestycyjny w źródła OZE, jak też poprawiać sytuację prawną poszczególnych uczestników systemu.

Spółdzielnie energetyczne oraz prosumenci

Podstawowe źródło stanowi w tym względzie wspomniana wyżej Ustawa z dnia 9 października 2025 r. o zmianie ustawy o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych oraz niektórych innych ustaw. Do Wykazu Prac Rady Ministrów włączony został również projekt nowelizacji OZE (UD332), który porusza analogiczną problematykę.

Spółdzielnie Energetyczne

Jedną z kluczowych zmian wprowadzonych na mocy ustawy z 9 października 2025 r. jest dopuszczenie tworzenia spółdzielni energetycznych na terenie gmin miejskich. Poprzednio spółdzielczość energetyczna była ograniczona do obszarów gmin wiejskich oraz miejsko-wiejskich. Nowe regulacje umożliwią rozwój spółdzielczości energetycznej m.in. wśród spółdzielni czy wspólnot mieszkaniowych. Jest to krok mający na celu rozwój energetyki obywatelskiej również na terenach miast.

Zgodnie z art. 38c ustawy OZE, członkowie spółdzielni energetycznych są zwolnieni z opłat, które standardowo towarzyszą nabywaniu energii elektrycznej. Energia elektryczna wytworzona w instalacjach OZE działających w ramach spółdzielni energetycznych, a następnie zużyta przez ich członków, nie podlega takim opłatom jak opłata OZE czy opłata mocowa. Dodatkowo energia elektryczna spółdzielni energetycznych jest zwolniona od podatku akcyzowego.

Choć sama procedura zakładania miejskich spółdzielni energetycznych proceduralnie nie różni się od dotychczasowych przepisów (najpierw tworzy się spółdzielnię, a następnie, po wypełnieniu określonych wymogów, uzyskuje się status spółdzielni energetycznej), to ustawodawca przewidział nowy organ nadzoru nad spółdzielniami energetycznymi na obszarze gmin miejskich. W przypadku spółdzielczości na obszarach wiejskich i miejsko-wiejskich, właściwym organem nadzoru pozostaje Dyrektor Generalny KOWR, natomiast spółdzielnie energetyczne tworzone na terenie gmin miejskich będą pod kontrolą Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.

W nadchodzących miesiącach można spodziewać się kolejnej nowelizacji ustawy OZE mającej na celu ułatwienie zakładania i funkcjonowania spółdzielni energetycznych. Na ostatni kwartał 2025 roku zaplanowano zakończenie prac nad projektem ustawy o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw, procedowanym pod nr UD332. Projekt ponownie dotyka regulacji sektora spółdzielczości energetycznej porządkując kwestie ich rejestracji.  

W obszarze spółdzielni energetycznych ustawodawca przewiduje doprecyzowanie przepisów regulujących ich działalność, w tym uporządkowanie procedury wpisu do właściwego rejestru i udostępniania przez operatorów spółdzielniom historycznych danych pomiarowych. Pojawiają się bowiem wątpliwości co do czynności, jakie należy podjąć przed wpisem do rejestru, w tym w szczególności tego, czy spółdzielnia energetyczna powinna zawrzeć przed wpisem umowę sprzedaży energii elektrycznej.

Przygotowywane zmiany mają również doprecyzować przepisy regulujące udostępnianie danych pomiarowych przez operatorów, spółdzielniom planującym rozpoczęcie działalności jako spółdzielnia energetyczna. Literalne brzmienie aktualnie obowiązującego art. 38c ust. 5a Ustawy OZE rodzi problemy na etapie zakładania omawianej organizacji. Bez tych danych pomiarowych spółdzielnia ma problem m.in. w odniesieniu do doboru mocy instalacji planowanej do zrealizowania w formule spółdzielni energetycznej. Ustawodawca zamierza usunąć ten problem, doprecyzowując, że z wnioskiem, o którym mowa w art. 38c ust. 5a ustawy o OZE, będzie mogła wystąpić każda spółdzielnia, a nie wyłącznie spółdzielnia energetyczna.

Prosumenci

Zarówno ustawa z 9 października 2025 r. jak i procedowany przez rząd projekt ustawy UD332 wprowadzają istotne zmiany na korzyść prosumentów.

Zgodnie z październikową nowelizacją, zmianie uległy zasady rozliczania depozytu prosumenckiego w przypadku prosumentów posiadających mikroinstalację przyłączoną za układem pomiarowo-rozliczeniowym nieruchomości wspólnej, o której mowa w art. 3 ust. 2 Ustawy z dnia 24 czerwca 1994 r. o własności lokali (Dz.U. z 2021 r. poz. 1048 oraz z 2023 r. poz. 1688). Nowe przepisy dotyczą sytuacji, w której mikroinstalacja jest zlokalizowana w obrębie budynku wielolokalowego o przeważającej funkcji mieszkalnej, a jej moc nie przekracza mocy przyłączeniowej całego budynku, obejmującej zarówno części wspólne, jak i lokale indywidualne. Ponadto, instalacja prosumencka może zostać zrealizowana nie tylko na dachu budynku, ale także na wiatach, garażach lub na gruncie stanowiącym część nieruchomości wspólnej.

W przypadku tego typu prosumenta, na jego wniosek sprzedawca energii elektrycznej przekazuje środki zgromadzone w ramach depozytu prosumenckiego na wskazany rachunek bankowy lub do kasy oszczędnościowo-kredytowej. Zgodnie z art. 4c ust. 16 ustawy o OZE, środki te mogą być przeznaczone na ściśle określone cele.

Dotychczas były one wykorzystywane wyłącznie do rozliczania energii odnawialnej, regulowania zobowiązań z tytułu zakupu energii elektrycznej oraz do obniżenia opłat związanych z lokalami mieszkalnymi znajdującymi się w budynku lub w innych budynkach o przeważającej funkcji mieszkalnej, których części wspólne są zarządzane przez danego prosumenta. Po wejściu w życie przepisów uchwalonych w październiku 2025 r., prosument zyska dodatkową możliwość wykorzystania środków z depozytu. Będzie mógł przeznaczyć je również na realizację przedsięwzięć służących poprawie efektywności energetycznej, zgodnie z ustawą z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej (t.j. Dz. U. z 2025 r. poz. 711).

Podwyższenie progu, od którego magazyn energii elektrycznej nie będzie wliczany do mocy mikroinstalacji, jest jedną z ważniejszych zmian planowanych w projekcie UD332. Zakłada się, że droga do skorzystania z tego rozwiązania, zostanie otwarta po spełnieniu warunków:

1. moc znamionowa magazynu energii nie przekracza 2,2-krotności mocy jednostki wytwórczej mikroinstalacji prosumenckiej oraz
2. moc wprowadzana do sieci elektroenergetycznej przez mikroinstalację z magazynem energii elektrycznej jest mniejsza niż moc zainstalowana elektryczna samej mikroinstalacji.

Wprowadzenie powyższego mechanizmu ma na celu uwolnienie potencjału rozwoju magazynów energii wśród prosumentów. Dotychczas prosumenci rzadko decydowali się na ich instalację, obawiając się utraty statusu mikroinstalacji. Przekroczenie mocy 50 kW skutkuje bowiem uznaniem danej instalacji za małą instalację w rozumieniu ustawy o OZE, co wiąże się z koniecznością uzyskania wpisu do rejestru wytwórców energii w małej instalacji.

Dodatkowo założenia UD332 przewidują zwiększenie spójności i transparentności faktur za energię elektryczną prosumentów w zakresie naliczania i rozliczania depozytu prosumenckiego. Sprzedawcy energii będą zobowiązani do przedstawiania informacji m.in. w zakresie energii elektrycznej wprowadzonej do i pobranej z sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej dla każdego miesiąca rozliczeniowego, kwoty rozliczonego depozytu oraz rynkowej ceny energii elektrycznej. Celem tych zmian jest zapewnienie prosumentom jak najbardziej przejrzystego wglądu w to, ile energii elektrycznej generuje ich mikroinstalacja, a ile energii muszą pobrać z sieci w przypadku, gdy produkcja własna nie pokrywa pełnego zapotrzebowania.

Usprawnienie procedur dotyczących realizacji inwestycji OZE

Kwestią dostrzeganą na poziomie unijnym i krajowym jest czas pozyskiwania zgód i decyzji niezbędnych do rozpoczęcia budowy oraz eksploatacji jednostek wytwórczych. Proces ten potocznie nazywany jest „premitting”.

Jak wiadomo, ogólny schemat powyższego procesu obejmuje zazwyczaj: (1) rozstrzygniecie kwestii środowiskowych, w tym uzyskanie decyzji środowiskowej, (2) załatwienie zagadnień zagospodarowania przestrzennego, (3) potencjalne odrolnienia gruntów oraz (4) uzyskiwanie odpowiednich zezwoleń budowlanych, w tym pozwolenia na budowę. Do tego dochodzi również (5) problematyka przyłączeń do sieci elektroenergetycznej.

Procedura środowiskowa, szczególnie w przypadku większych instalacji, może trwać około 1,5 roku. W pewnych przypadkach, zwłaszcza przy braku konsensusu społecznego, czas trwania może ulec jeszcze większemu wydłużeniu.

Inwestorzy planujący budowę instalacji OZE muszą również uzyskać warunki przyłączenia do sieci, wydawane przez właściwego operatora systemu dystrybucyjnego lub przesyłowego.

Zgodnie z przepisami prawa energetycznego oraz aktami wykonawczymi, określenie warunków przyłączenia dla nowych źródeł wytwórczych przyłączanych do krajowego systemu elektroenergetycznego za pomocą linii średniego napięcia może trwać do 120 dni. W przypadku instalacji, w których moc wyprowadzana będzie linią wysokiego napięcia, termin ten wynosi 150 dni.

Operatorzy mają również prawo do przedłużenia tych terminów: maksymalnie o 60 dni w przypadku przyłączeń na średnim napięciu oraz o 75 dni w przypadku wysokiego napięcia. Oznacza to, że cała procedura może trwać od 180 do 225 dni, w zależności od mocy instalacji OZE i sposobu wyprowadzenia mocy. Bieg terminu rozpoczyna się dopiero od momentu zawiadomienia inwestora o kompletności wniosku o wydanie warunków przyłączenia.

Nie można również pomijać etapu pozyskiwania decyzji o pozwoleniu na budowę. Sama decyzja wydawana jest średnio w terminie około 1,5 miesiąca. Jednak zanim inwestor będzie mógł złożyć wniosek o jej wydanie, często musi uzyskać inne wymagane zgody.

Przykładem jest decyzja o wyłączeniu gruntów z produkcji rolnej tzw. „odrolnienie”. W przypadku budowy dłuższych przyłączy, gdy linia przechodzi przez tereny publiczne, w tym drogi, konieczne są także uzgodnienia z właściwymi zarządcami dróg. Ich wynikiem jest decyzja zezwalająca na zajęcie pasa drogowego.

Wszystkie te formalności poprzedzające złożenie wniosku o pozwolenie na budowę wpływają na wydłużenie całkowitego czasu realizacji inwestycji.

Więcej o procedurach administracyjnych rzutujących na OZE można dowiedzieć się m.in. z powszechnie dostępnego „Podręcznika procedur inwestycyjnych OZE” [11], ale planowane są rozwiązania prawne, które mają pozytywnie rzutować na tok tych postępowań. Dyrektywa RED III zobowiązuje bowiem państwa członkowskie do wdrożenia zmian mających na celu uproszczenie i przyspieszenie procedur administracyjnych związanych z realizacją instalacji OZE[12].

Obszary Przyśpieszonego Rozwoju OZE

W uproszczeniu, obszary przyspieszonego rozwoju („OPRO”) to specjalnie wyznaczone tereny, na których inwestycje OZE mogą być realizowane sprawniej dzięki uproszczonym procedurom administracyjnym i skróconym terminom zapadania rozstrzygnięć administracyjnych.

Rozwiązanie prawne w tym względzie zostało wprowadzone w ramach nowelizacji ustawy OZE z 9 października 2025 r. Trwa proces wdrażania OPRO, a ich pojawienie się może nastąpić w 2026 r.

Obecnie organy samorządu wojewódzkiego są uprawnione do sporządzenia planu obszarów przyśpieszonego rozwoju OZE („Plan OPRO”)[13]. Obszary mogą być wyznaczane na terenach objętych miejscowym planem zagospodarowania przestrzennego umożliwiającym realizacje OZE oraz ujętych na mapach potencjału odnawialnych źródeł energii. Mapy potencjału odnawialnych źródeł energii sporządzane są przez ministra właściwego do spraw klimatu. Tworząc mapy, minister bierze pod uwagę m.in. dostępność infrastruktury technicznej, w tym sieci elektroenergetycznej. Jeżeli potencjalny obszar spełnia wymogi nałożone przez ustawę, organy mogą rozpocząć prace nad sporządzeniem OPRO.

Plan OPRO uchwalany jest przez sejmik województwa, a następnie publikowany przez marszałka województwa w wojewódzkim dzienniku urzędowym. Każdy uchwalony Plan OPRO podlega regularnemu przeglądowi przez marszałka województwa w celu weryfikacji jego zgodności w szczególności z:

1. mapą potencjału odnawialnego źródła energii;
2. strategią rozwoju województwa;
3. planem zagospodarowania przestrzennego województwa;
4. audytem krajobrazowym oraz
5. mapą wrażliwości przyrody.

Z perspektywy rozwoju źródeł OZE ważne jest, że realizacja inwestycji w zakresie instalacji OZE na obszarach ujętych w planie OPRO jest, co do zasady, zwolniona z obowiązku uzyskiwania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach, w tym przeprowadzenia oceny oddziaływania na środowisko oraz na obszar Natura 2000. Zwolnienie to odnosi się do farm wiatrowych, które kwalifikowane są jako przedsięwzięcia mogące zawsze znacząco oddziaływać na środowisko w rozumieniu przepisów środowiskowych. Odstąpienie to obejmuje również urządzenia, instalacje i sieci niezbędne do przyłączenia farmy do sieci elektroenergetycznej, nawet jeśli kwalifikowałyby się one jako mogące potencjalnie znacząco oddziaływać na środowisko. Istnieją jednak wyjątki od tej reguły. Zwolnienie z procedur środowiskowych nie ma zastosowania, jeśli:

1. Planowana inwestycja może powodować znaczące oddziaływanie transgraniczne na środowisko.
2. Inne państwo UE zgłosiło chęć udziału w postępowaniu dotyczącym transgranicznego oddziaływania na środowisko.
3. Regionalny dyrektor ochrony środowiska wniesie sprzeciw, pomimo braku oddziaływania transgranicznego.

Uzyskanie pozwolenia na budowę, dokonanie zgłoszenia rozpoczęcia robót budowlanych lub podjęcie innych robót budowlanych związanych z inwestycją, które nie wymagają ani zgody, ani notyfikacji organu architektoniczno-budowlanego, musi zostać poprzedzone zgłoszeniem do regionalnego dyrektora ochrony środowiska. Zgłoszenie to musi zostać złożone w formie dokumentu elektronicznego. W odpowiedzi na zgłoszenie inwestycji do regionalnego dyrektora środowiska, organ może wnieść sprzeciw w drodze decyzji administracyjnej. W przypadku wniesienia, inwestor zobowiązany jest do przeprowadzenia postępowania środowiskowego i uzyskania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach. Taka decyzja powinna jednak zostać wydana w terminie 6 miesięcy od dnia wniesienia sprzeciwu.

Regionalny dyrektor ochrony środowiska ma nakreślone terminy, w jakich może złożyć wyżej opisany sprzeciw. Termin jest uzależniony od mocy planowanej instalacji. W przypadku inwestycji o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej mniejszej niż 150kW termin wynosi 30 dni, natomiast w przypadku instalacji o większej mocy – 45 dni.

Po upływie wskazanego terminu inwestor może rozpocząć roboty budowlane lub wystąpić o pozwolenie do organu architektoniczno-budowlanego – o ile przepisy nie wymagają dodatkowych działań. Nie jest przy tym wymagane wydanie decyzji lub zaświadczenia potwierdzającego brak sprzeciwu ze strony regionalnego dyrektora ochrony środowiska.

Przepisy OPRO powinny przyczynić się do rozwoju nowych instalacji OZE. Inwestor może być zwolniony z konieczności przeprowadzania postępowania środowiskowego. Wpływa to na czas i koszty realizacji inwestycji OZE. Nawet w przypadku potencjalnego sprzeciwu regionalnego dyrektora ochrony środowiska, znowelizowana ustawa OZE wprowadza maksymalny czas trwania procedury uzyskania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach wynoszący 6 miesięcy.

OZE poza OPRO

Dyrektywa RED III nakłada na państwa członkowskie obowiązek wprowadzenia przepisów, które umożliwią skrócenie czasu uzyskiwania niezbędnych zgód i decyzji na realizacje instalacji OZE[14]. Obowiązek odnosi się nie tylko do procedur w zakresie nowopowstających jednostek wytwórczych, ale również tych istniejących.

Zgodnie z informacjami dotyczącymi założeń do projektu UC118, procedowany akt prawny ma zawierać rozwiązania nawiązujące do wymogów Dyrektywy RED III.

Generalną zasadą ma być skrócenie procedur wydawania zezwoleń na realizacje instalacji odnawialnych źródeł energii poza OPRO. Pozyskiwanie zgód, w tym warunków przyłączenia, nie powinno trwać dłużej niż 2 lata. Ponadto państwa członkowskie są zobowiązane do wprowadzenia procedur umożliwiających realizację instalacji o mocy elektrycznej do 150 kW, w tym również magazynów energii położonych na tym samym obszarze oraz ich podłączenia do sieci. W przypadku instalacji  o mocy do 150 kW i magazynów zlokalizowanych poza OPRO, cały proces łącznie z ewentualną oceną oddziaływania na środowisko nie może trwać dłużej niż 12 miesięcy.

Modernizacje istniejących jednostek wytwórczych

Uproszczenia w zakresie szybszego uzyskiwania zgód na realizacje inwestycji OZE mają dotknąć modernizacje istniejących instalacji OZE[15]. Brzmienie Dyrektywy RED III wskazuje, że omawiane uproszczenie ma odnosić się do każdej jednostki. W myśl dyrektywy RED III należy  zapewnić, aby proces pozyskiwania poszczególnych zgód, w tym zmiany warunków przyłączenia, nie przekroczył 3 miesięcy.

Jak wynika z informacji dotyczących projektu nowelizacji UC118, polski ustawodawca planuje przede wszystkim odstępstwa od procedury oceny oddziaływania na środowisko. Jeżeli w przypadku danej modernizacji będzie wymagane przeprowadzenie oceny oddziaływania na środowisko, ogranicza się je jedynie do potencjalnego oddziaływania wynikającego ze zmiany lub rozszerzenia w porównaniu z pierwotnym projektem.

Nie każda jednak modernizacja instalacji OZE będzie dopuszczona do skorzystania z uproszczonej procedury. Modernizacja na uprzywilejowanych warunkach będzie możliwa wtedy, gdy w jej wyniku moc istniejącej jednostki wytwórczej nie ulegnie zwiększeniu o ponad 15%. W przypadku rozbudowy instalacji wykorzystujących energię słoneczną, gdy nie wiąże się to z wykorzystaniem dodatkowej przestrzeni i jest zgodne z uwarunkowaniami środowiskowymi ustanowionymi dla pierwotnej instalacji PV, przedsięwzięcie nie podlega kontrolni określonej w art. 16a ust 4 Dyrektywy RED III[16].

Instalacje PV do 10,8 kW bez konieczności uzyskania warunków przyłączenia

Jak wiadomo, Dyrektywa RED III zobowiązuje państwa członkowskie do ustanowienia procedury przyłączeniowej dla pewnych jednostek OZE bez konieczności uzyskiwania warunków przyłączenia[17].

Powołanym zwolnieniem objęte będą instalacje prosumenckie i projekty demonstracyjne, których moc nie przekracza 10,8 kW. Dla takich jednostek będzie wymagane jedynie zgłoszenie do operatora systemu dystrybucyjnego (OSD). OSD będzie miał możliwość odmowy przyłączenia zgłaszanego źródła lub zaproponowania alternatywnego miejsca przyłączenia.

W przypadku braku sprzeciwu ze strony operatora, instalacja będzie mogła być przyłączona do sieci w terminie miesiąca od powiadomienia operatora.

Specjalne Obszary Infrastruktury Sieciowej

Infrastruktura sieciowa ma charakter krytyczny, również dla OZE. Unijny prawodawca proponuje rozwiązania mające na celu wprowadzenie dodatkowych narzędzi umożliwiających sprawny rozwój sieci.

W tym celu Dyrektywa RED III zobowiązuje państwa członkowskie, aby te wprowadziły „Obszary dla infrastruktury sieci i magazynowania niezbędnej do włączenia energii odnawialnej do systemu elektroenergetycznego” („Obszar Infrastruktury Sieciowej”)[18].

Dyrektywa RED III wprost wskazuje, że celem Obszarów Infrastruktury Sieciowej jest wsparcie i uzupełnienie OPRO.

Podobnie jak w przypadku OPRO, inwestycje w zakresie rozbudowy majątku sieci elektroenergetycznej realizowane na terenie Obszaru Infrastruktury Sieciowej będą mogły liczyć na uproszczenia przy pozyskiwaniu decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach, przy czym podstawowym warunkiem jest wykazanie, że dana inwestycja służy do integracji jednostek OZE z Krajowym Systemem Elektroenergetycznym.

Jak wynika z informacji dotyczącej projektu UC118, zakłada się, że ustanowienie Obszarów Infrastruktury Sieciowej przyśpieszy rozwój KSE oraz skróci czas przyłączenia do sieci nowych użytkowników. Rozbudowa i modernizacja majątku sieciowego, oparta na prawidłowo zaimplementowanym mechanizmie Obszaru Infrastruktury Sieciowej, może umożliwić operatorom realizację inwestycji w krótszym czasie.

Jeżeli działania inwestorów i operatorów zostaną odpowiednio skoordynowane, a także, jeśli wystąpi zapotrzebowanie na moc, rozwój segmentu wytwórczego OZE może ulec przyspieszeniu.

Podobnie jak w przypadku jednostek wytwórczych realizowanych na obszarach objętych OPRO, zniesienie barier administracyjnych dla operatorów będzie sprzyjać obniżeniu kosztów inwestycji sieciowych. Zniesienie barier oraz uspójnienie planowania inwestycyjnego może otworzyć drogę do bardziej efektywnego rozwoju sektora wytwórczego opartego o OZE.

Więcej szczegółów dotyczących tego rozwiązania prawnego pojawi się na dalszych etapach prac legislacyjnych, w tym najprawdopodobniej w pierwszym kwartale 2026 r.

Uproszczenia dla pomp ciepła

W myśl pkt 69 motywu RED III, Unia Europejska uznaje pompy ciepła za kluczową technologię produkcji energii cieplnej i chłodniczej pochodzącej z odnawialnych źródeł energii. 

Skrócenie procedur związanych z realizacją przedsięwzięć odnawialnych źródeł energii uwzględni również pompy ciepła, w tym pompy geotermalne[19]. Państwa członkowskie obowiązane są wprowadzić regulacje, które skrócą proces pozyskiwania zezwoleń oraz warunków przyłączenia do sieci dla określonych przedsięwzięć. Zgoda umożliwiająca wykonanie pomp ciepła o mocy poniżej 50 MW powinna być wydawana w terminie nie dłuższym niż miesiąc, natomiast w przypadku pomp geotermalnych procedura nie powinna przekroczyć 3 miesięcy. W odniesieniu do określania warunków przyłączenia dla pomp ciepła omawiana dyrektywa nakłada obowiązek skrócenia tej procedury do 2 tygodni liczonych od dnia wpływu wniosku do właściwego operatora dla jednostek o mocy elektrycznej do 12 kW oraz pomp ciepła zainstalowanych przez prosumentów energii odnawialnej, pod warunkiem, że moc elektryczna należącej do prosumenta energii odnawialnej instalacji produkującej energię elektryczną ze źródeł odnawialnych stanowi co najmniej 60% mocy elektrycznej pompy ciepła, której moc elektryczna nie przekracza 50 kW.  

Z perspektywy inwestorów, istotne są również przepisy RED III dotyczące obowiązku zakupu ciepła oraz przyłączenia dostawców energii z ciepła odpadowego i chłodu odpadowego[20]. Państwa członkowskie powinny wdrożyć środki zachęcające operatorów systemów ciepłowniczych i chłodniczych do oferowania przyłączenia i zakupu ciepła i chłodu ze źródeł odnawialnych oraz z ciepła odpadowego i chłodu odpadowego od dostawców stanowiących podmioty trzecie.  

Dyrektywa RED III dodatkowo nakłada względny obowiązek podjęcia działań, które będą ukierunkowane na rozbudowę efektywnej infrastruktury systemu ciepłowniczego i chłodniczego w celu wspierania ogrzewania i chłodzenia wykorzystującego źródła odnawialne. Konieczność rozwoju sieci ciepłowniczej uzależniona jest od oceny zintegrowanego krajowego planu w dziedzinie energii i klimatu, w części dotyczącej konieczności budowy nowej infrastruktury na potrzeby systemów ciepłowniczych i chłodniczych wykorzystujących źródła odnawialne, w celu osiągnięcia wspólnego unijnego celu udziału energii z odnawialnych źródeł w końcowym zużyciu energii brutto w 2030 r. na poziomie 42,5% z ambicją dojścia do 45%.

Odpowiednie rozwiązania prawne przewidywane są w aktualnie przygotowywanej ustawie UC118. Treść proponowanych rozwiązań powinna być znana opinii publicznej w I kwartale 2026 r.

Repowering farm wiatrowych

Repowering to proces modernizacji instalacji OZE, polegający na zastąpieniu dotychczasowych urządzeń nowocześniejszymi, bardziej wydajnymi komponentami. Rozwiązanie to jest szczególnie korzystne w przypadku starszych farm wiatrowych, których wydajność nie jest optymalna, wskutek długiej eksploatacji oraz postępu technologicznego.

Zgodnie z informacją umieszczoną na stronie Ministerstwa Klimatu i Środowiska, procedowane są aktualnie zmiany rozporządzenia w sprawie przedsięwzięć mogących znacząco oddziaływać na środowisko (RD239).

Zmiany te mają na celu wyłączenie przedsięwzięć polegających na tzw. repoweringu istniejących farm wiatrowych z obowiązku uzyskiwania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach.

Zakłada się, że inwestycje związane z repoweringiem farm wiatrowych będą wyłączone z obowiązku uzyskania decyzji środowiskowej, pod warunkiem spełnienia łącznie trzech kryteriów:

• zwiększenie mocy farmy o maksymalnie 30%;
• brak zwiększenia liczby turbin oraz ich relokacja nie większa niż 250 metrów od pierwotnej lokalizacji;

• łączna moc farmy po modernizacji nie może przekroczyć 100 MW; w przypadku przekroczenia tej wartości, inwestycja zostanie zakwalifikowana jako mogąca zawsze znacząco oddziaływać na środowisko.

To rozwiązanie prawne pozwoli usprawnić zwiększenie generacji z instalacji OZE.

Inne uproszczenia administracyjne

Obecnie konsultowany jest projekt ustawy o zmianie niektórych ustaw w celu uproszczenia procedur administracyjnych (UDER 95). Projekt w aktualnym brzmieniu zawiera kilka rozwiązań korzystnych dla rozwoju OZE.

Po pierwsze, zamierza się wprowadzić instytucję milczącego załatwienia sprawy do procedury stwierdzenia obowiązku przeprowadzenia oceny oddziaływania na środowisko, w taki sposób, że brak wydania postanowienia w określonym terminie należałoby uznawać za brak obowiązku przeprowadzania oceny (milczące zakończenie postępowania). W efekcie w projekcie przyjęto 60-dniowy termin dla właściwego organu na wydanie wskazanego postanowienia, a w przypadku bezskutecznego upływu tego terminu – przyjęto formułę milczącego zakończenia postępowania.

Po drugie, przewiduje się wprowadzenie „milczącej zgody” do innych elementów procedury uzyskania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach. Jak wiadomo, procedura ta wymaga od właściwego organu zebrania szeregu opinii i uzgodnień. A mianowicie organ właściwy do wydania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach stwierdza obowiązek przeprowadzenia oceny oddziaływania przedsięwzięcia na środowisko dla planowanego przedsięwzięcia mogącego potencjalnie znacząco oddziaływać na środowisko, w drodze postanowienia, które wydaje po zasięgnięciu opinii – w odpowiednich przypadkach wskazanych w tym przepisie – regionalnego dyrektora ochrony środowiska, właściwego organu Państwowej Inspekcji Sanitarnej, organu właściwego do wydania pozwolenia zintegrowanego na podstawie ustawy z dnia 27 kwietnia 2001 r. – Prawo ochrony środowiska lub  organu właściwego do wydania oceny wodnoprawnej, o której mowa w przepisach ustawy z dnia 20 lipca 2017 r. – Prawo wodne, a w  przypadku gdy przedsięwzięcie jest realizowane na obszarze morskim – także dyrektora urzędu morskiego. Wskazane organy przedstawiają opinię w terminie 14 dni. W projekcie ustawy UDER 95 przewiduje się, że jeżeli wskazane organy nie wydadzą opinii we wskazanym terminie, traktuje się to jako brak zastrzeżeń.

Wreszcie, planuje się usprawnienie procesu inwestycyjnego w przypadku konieczności potwierdzenia aktualności uwarunkowań zawartych w decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach w przypadku, gdy od dnia jej wydania upłynęło nie mniej niż 5 lat. Aktualność warunków potwierdza organ w drodze zaskarżalnego postanowienia. Zakładane rozwiązanie polega na milczącym potwierdzeniu aktualności tych warunków, gdy organ nie wyda postanowienia w terminie 90 dni od dnia złożenia wniosku w tej sprawie, pod warunkiem, że został złożony kompletny, poprawny wniosek.

W podsumowaniu uchwalonych lub planowanych regulacji dotyczących OZE zauważyć można dążenie do poprawienia otoczenia prawnego odnawialnych źródeł energii, w tym infrastruktury sieciowej. Implementacja Dyrektywy RED III postępuje stopniowo, przy uwzględnieniu złożoności, a przy tym krytycznego charakteru sektora energetycznego.

Michał Wilk

Adwokat, Associate, JDP Drapała & Partners

Michał Drozdowicz

Radca prawny, Partner, Head of Energy and Renewables Practice, JDP Drapała & Partners

---

[1] Dz. U. UE. L. z 2018 r. Nr 328, str. 82.

[2] Dz. U. UE. L. z 2023 r. poz. 2413.

[3] Udział energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto w UE wynosił co najmniej 42,5% do 2030 r., z ambicją osiągnięcia poziomu 45% - zob. art. 3 ust. 1 Dyrektywy RED III.

[4] Dyrektywa RED III przewiduje cele sektorowe w szczególności dla:

• Transportu, który powinien do 2030 r. osiągnąć udział energii odnawialnej w finalnym zużyciu energii w transporcie na poziomie 29%. – więcej por. art. 25 Dyrektywy RED III;
• Budownictwa, które otrzymało orientacyjny cel, aby do 2030 r. udział energii odnawialnej zarówno w nowych jak i istniejących budynkach wyniósł 49% - por. art. 15a Dyrektywy RED III;
• Przemysłu, który powinien dążyć do zwiększenia udziału energii odnawialnej średnio o około 1,6 punktu procentowego do 2030 r. - zob. art. 22a Dyrektywy RED III.

[5] Zob. pkt 4 preambuły Dyrektywy RED III.

[6] Zob. art. 16f Dyrektywy RED III.

[7] Więcej 

[8] Więcej 

[9] Więcej 

[10] Więcej 

[11] Podręcznik dostępny jest tutaj

[12] Zob. art. 15c,15e oraz 16 – 16e Dyrektywy RED III.

[13] Zob. art. 8 pkt 22) ustawy z dnia 9 października 2025 r. o zmianie ustawy o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych oraz niektórych innych ustaw.

[14] Zob. art. 16b Dyrektywy RED III.

[15] Zob. art. 16c Dyrektywy RED III.

[16] W myśl art. 16a ust. 4 Dyrektywy RED III, właściwe organy badają czy realizowane przedsięwzięcie  może spowodować znaczące nieprzewidziane niekorzystne skutki z uwagi na wrażliwość środowiskową obszarów geograficznych, na których projekt jest zlokalizowany.

[17] Zob. art. 17 ust. 1 Dyrektywy RED III.

[18] Zob. art. 15e Dyrektywy RED III.

[19] Zob. art. 16e Dyrektywy RED III.

[20] Zob. art. 24 Dyrektywy RED III.