Projekt Ministerstwa Energii wyłącza spod obliga giełdowego instalacje OZE o mocy poniżej 10 MW. Jednostki inne niż OZE zostają poza obowiązkiem aż do 50 MW. Farma o mocy 12 MW zostaje objęta wymogami. Z kolei silnik gazowy o mocy 45 MW jest wykluczony z obliga. Minister energii Miłosz Motyka potwierdził 24 czerwca 2026 r., że poziom obliga dla energii elektrycznej spadł z 80 na 70 procent, że dwie kwestie zostały do uzgodnienia z MAP i MKiŚ, i że ustawa trafi do parlamentu w czwartym kwartale. Data 1 lipca 2026 r. z pierwotnego projektu jest nieaktualna. Warstwa techniczna, którą trzeba zbudować po tej stronie progu, ma jednak własny termin i on już obowiązuje. Zaczynamy od tego, ile kosztuje jej brak.
Ile kosztuje jeden kwadrans pomyłki?
Od 14 czerwca 2024 r. okres rozliczenia niezbilansowania trwa 15 minut. Od 1 października 2025 r. Rynek Dnia Następnego wycenia energię w 96 okresach na dobę, czyli 35 040 razy w roku. Energia oddana lub pobrana poza grafikiem rozlicza się rynkową ceną energii elektrycznej z tego konkretnego kwadransa.
29 października 2025 r., w kwadransie od 09:30 do 09:45, cena na rynku bilansującym wyniosła minus (-) 44 800,17 zł/MWh. To najgłębszy odczyt w historii polskiego rynku, według raportów operatora. Poprzedni rekord, minus (-) 36 932,50 zł/MWh, utrzymywał się od 30 lipca 2025 r. 21 września 2025 r. rynek przeszedł 29 kolejnych ujemnych kwadransów i po raz pierwszy zamknął dobę ujemną średnią ceną minus (-) 145 zł/MWh.
Farma o mocy 12 MW, jeden kwadrans, cena rekordowa
- Błąd prognozy na poziomie 25 procent mocy, czyli 0,75 MWh oddane poza grafikiem: 33 600 zł.
- Cała produkcja kwadransa poza grafikiem, czyli 3 MWh: 134 400 zł.
- Ten sam błąd przy poprzednim rekordzie z lipca 2025 r.: 27 699 zł oraz 110 798 zł.
- Operator szacuje, że koszty utraconych korzyści z niezbilansowania na całym rynku mogą w 2026 r. przekroczyć 1 mld zł.
Kierunek ekspozycji ma tu znaczenie i bywa mylony. Nietrafiona prognoza w słoneczny, wietrzny poranek zostawia aktywo długie, czyli oddające wolumen ponad grafik w cenę głęboko ujemną. Awaria falownika albo polecenie redysponowania zostawia aktywo krótkie, odkupujące energię z najdroższych ofert stosu cenowego. Operator opisuje to bez ozdobników: podmiot wprowadzający lub pobierający energię nieplanowo nie zna ceny rozliczeniowej i naraża się na istotne straty finansowe.
Obligo giełdowe nie tworzy tego ryzyka. Zwiększa liczbę godzin, w których jesteś na nie wystawiony, i dokłada do tego obowiązek udokumentowania, że zarządzasz nim świadomie.
Co 70 procent robi z Twoim modelem przychodowym?
Siedemdziesiąt procent wytworzonej energii ma iść przez Towarową Giełdę Energii (TGE) albo platformę NEMO. Poza giełdą zostaje trzydzieści procent wolumenu i to jest cały zapas na wszystko, co dwustronne.
Projekt wyłącza spod obliga umowę cPPA zawartą bezpośrednio między wytwórcą a odbiorcą końcowym. Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej zwróciło uwagę w konsultacjach, że większość realnie podpisywanych umów PPA biegnie między wytwórcą a spółką obrotu, a tej konstrukcji projekt nie wyłącza. Jeżeli Twój model przychodowy i harmonogram spłaty długu opierają się na PPA ze spółką obrotu, to jest przepis, który najprawdopodobniej ruszy Twoje liczby.
Do tego dochodzi wątek koncesyjny. Koncesja na wytwarzanie nie pozwala odkupić energii, więc spółka celowa korygująca kontraktację po aktualizacji prognozy potrzebuje koncesji na obrót energią elektryczną. Postępowanie przed Prezesem URE ma własny czas i przy portfelu spółek celowych przestaje być formalnością.
Kogo ten obowiązek nie dotyczy
Zanim zaczniesz wydawać pieniądze, sprawdź, czy jesteś po właściwej stronie progu. Cztery sytuacje, w których ten tekst nie jest o Tobie:
- Instalacja OZE o mocy poniżej 10 MW, o ile liczenie mocy dla Twojej konfiguracji nie sumuje jednostek na jednym przyłączu.
- Jednostka niebędąca OZE o mocy do 50 MW.
- Energia zużywana na potrzeby własne oraz dostarczana odbiorcy końcowemu linią bezpośrednią.
- Aktywo w systemie wsparcia CfD, gdzie branża argumentuje, że obligo jest nieuzasadnione, bo sprzedaż i tak rozlicza się względem indeksów giełdowych. Ten wątek pozostaje otwarty, więc na tym etapie wystarczy go monitorować.
Jeżeli mieścisz się w którymkolwiek z tych przypadków, warstwa handlowa może poczekać. Warstwa danych pomiarowych i tak Cię dogoni, o czym niżej.
Data, która nie czeka na Sejm
CSIRE, centralny system informacji rynku energii prowadzony przez operatora w roli OIRE, wchodzi w pełną fazę obowiązkową 19 października 2026 r., obejmując wszystkich użytkowników systemu bez wyjątku. Ta data już obowiązuje i nie zależy od tego, kiedy Sejm zajmie się projektem obliga.
Trzeba rozdzielić dwie rzeczy, które w prezentacjach handlowych zlewają się w jedno hasło o integracji systemów. CSIRE karmi się danymi pomiarowymi przekazywanymi przez operatorów i obsługuje procesy rynku detalicznego. Twoja telemechanika rozmawia z dyspozycją OSD i OSP na zasadach z IRiESD oraz IRiESP. Inne systemy, inni kontrahenci, osobne budżety i osobne terminy. Traktowanie tego jako jednego projektu integracyjnego to najczęstsza przyczyna poślizgu harmonogramu.
Redysponowanie w tej samej ustawie
Projekt o obligu zmienia też sposób rozliczania redysponowania nierynkowego, i dla właściciela farmy może to okazać się pozycją ważniejszą finansowo niż sam obowiązek giełdowy. Rozliczeniu ma podlegać energia faktycznie zmierzona oraz energia, która powstałaby, gdyby operator nie wydał polecenia ograniczenia. Koszt ma ponieść operator, który je wydał.
Sposób wyznaczania energii niewyprodukowanej trafi do IRiESP oraz IRiESD. Branża postuluje oparcie go na urządzeniach parametryzujących produkcję, czyli estymatorach, wzorem ustawy offshore. Praktyczny wniosek jest bezpośredni: kompletność i obrona Twojego zapisu z systemu SCADA staje się materiałem dowodowym w rozliczeniu z operatorem, wycenianym przy każdym poleceniu ograniczenia.
Farmy, które nie rejestrują w sposób ciągły mocy dostępnej, danych o zasobie i sygnałów ograniczenia, wejdą w ten mechanizm bez możliwości wykazania własnej pozycji. To jedyna część pakietu, która może przynieść Ci pieniądze zamiast ich kosztować, i domyka się pracą inżynierską na obiekcie.
Swojego POB możesz sprawdzić w danych operatora
Operator monitoruje jakość bilansowania wszystkich podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie i cyklicznie publikuje wyniki. W raporcie za marzec 2026 r. operator napisał, że część POB systematycznie utrzymuje duże niezbilansowanie portfela i nie podejmuje nawet podstawowych działań handlowych, takich jak aktywacja kontraktów 15-minutowych czy handel na Rynku Dnia Bieżącego. Operator dodaje, że po 15 miesiącach od reformy rynku bilansującego lista podmiotów o największym niezbilansowaniu pozostaje niezmieniona.
Te raporty są publiczne. Zanim oddasz komuś ryzyko profilu, możesz sprawdzić, jak ten ktoś radzi sobie z bilansowaniem w danych operatora. To najtańsza analiza due diligence dostępna w całym tym układzie i prawie nikt jej nie robi.
Sześć decyzji do rozstrzygnięcia przed wrześniem
Każdą trzeba potem wdrożyć i przetestować, a testy z operatorem mają własne kolejki.
- Model dostępu do rynku. Samodzielne członkostwo na TGE, reprezentacja przez dom maklerski albo model agregatorski, w którym jeden podmiot jest POB i dostawcą dostępu do rynku. Przy samodzielnym członkostwie policz koszt stały, depozyty i koncesję na obrót wobec rocznego wolumenu.
- Strategia POB. Kto ponosi koszt odchylenia prognozy, czy umowa rozstrzyga to na poziomie pojedynczego kwadransa i czy wskazuje kwotę graniczną. Bez limitu Twoja ekspozycja równa się cenie z najgorszego kwadransa w roku.
- Architektura prognozowania. Algorytmy partnera handlowego albo własny dostawca danych meteo i produkcyjnych, z przypisaną odpowiedzialnością za jakość danych wejściowych.
- Telemechanika i rejestracja danych. Czy obecny standard komunikacji z OSD i OSP wytrzyma reżim 15 minut, i czy archiwum obroni się w sporze o redysponowanie.
- Zabezpieczenia finansowe. Źródło płynności pod depozyty w IRGiT, przy depozycie zabezpieczającym aktualizowanym codziennie.
- Procedura na polecenie ograniczenia. Co robisz, gdy operator ogranicza generację, a Ty masz zadeklarowany wolumen na TGE, i jak dokumentujesz energię niewyprodukowaną.
Pięć dokumentów domykających ścieżkę
- Potwierdzona zgodność z IRiESD Twojego OSD w zakresie wymiany informacji i grafikowania. Instrukcja jest zatwierdzana przez Prezesa URE, więc kierunek dostosowania biegnie w Twoją stronę.
- Umowa z POB z twardym podziałem kosztów niezbilansowania, z odpowiedzialnością finansową partnera za błąd prognozy, kwotą graniczną i procedurą reklamacyjną w cyklu 15 minut.
- Raport zgodności sygnałowej systemu SCADA potwierdzający gotowość infrastruktury do pracy w reżimie giełdowym oraz kompletność rejestracji na potrzeby redysponowania.
- Umowa o pośrednictwo w obrocie giełdowym z opisanymi algorytmami ofertowania, w tym zachowaniem przy cenach ujemnych i przy poleceniu ograniczenia.
- Status w CSIRE, czyli potwierdzenie okna wdrożeniowego Twojego operatora i prawidłowej rejestracji punktów pomiarowych przed 19 października 2026 r.
Jak pracujemy?
GridStaff Compliance wchodzi do Twojej spółki jako zewnętrzny dział inżynieryjno-operacyjny po stronie właściciela. Pracujemy w czterech krokach, każdy z nazwanym produktem na wyjściu.
- Krok 1, przegląd ekspozycji. Analiza Twoich odchyleń grafikowych wobec cen rozliczeniowych z tych samych kwadransów. Na wyjściu dostajesz rozkład kosztu niezbilansowania po kwadransach i wskazanie, ile z niego pochodzi z prognozy, a ile z pracy obiektu.
- Krok 2, audyt warstwy ruchowej. Telemechanika, mapowanie sygnałów, ciągłość i archiwizacja zapisu systemu SCADA wobec wymagań IRiESD, IRiESP i CSIRE. Na wyjściu raport zgodności sygnałowej z listą braków i terminami.
- Krok 3, przegląd umów od strony inżynierskiej. Umowa z POB i umowa maklerska czytane pod kątem podziału ryzyka bilansowania, obowiązków danych wejściowych i kar za parametry jakościowe. Na wyjściu lista zapisów do renegocjacji z uzasadnieniem technicznym.
- Krok 4, ścieżka dowodowa redysponowania. Uporządkowanie rejestracji mocy dostępnej, danych o zasobie i sygnałów ograniczenia. Na wyjściu procedura wyznaczania energii niewyprodukowanej, gotowa do przedstawienia operatorowi.
Stronę inżynieryjną prowadzi dr inż. Michał Gajdzica, współzałożyciel GridLink, wykładowca akademicki i specjalista od systemów elektroenergetycznych, zabezpieczeń oraz technicznej oceny aktywów wytwórczych dużej mocy. Zespół ma na koncie ponad 800 MVA mocy przyłączonej do sieci operatora, i stamtąd bierze się dyscyplina czytania danych pomiarowych i ruchowych.
Pominięte polecenie ograniczenia albo błędna nominacja widać jednocześnie w rozliczeniu POB i w aktach zgodności przyłączeniowej, a ci sami inżynierowie czytają jedno i drugie.
Pracujemy po stronie właściciela i inwestora. Wykonujemy obliczenia, analizy, przeglądy i raporty oraz wskazujemy ryzyka i rekomendacje. Nie zastępujemy projektanta ani generalnego wykonawcy i nie gwarantujemy rozstrzygnięcia administracyjnego.
Cztery pytania kontrolne:
- Ile wyniósł Twój najdroższy kwadrans niezbilansowania w ostatnich dwunastu miesiącach, i czy ktoś w Twojej spółce zna tę liczbę bez sprawdzania?
- Twoje PPA jest zawarte z odbiorcą końcowym czy ze spółką obrotu?
- Gdzie Twój POB znajduje się w publikowanych przez PSE raportach o jakości bilansowania?
- Czy Twoje archiwum SCADA wykaże energię niewyprodukowaną po poleceniu redysponowania w formie, którą przyjmie operator?
Cztery udokumentowane odpowiedzi oznaczają, że rozstrzygnięcie sprawy wyłączenia OZE zmieni Twój model handlowy bez zagrożenia dla ruchu obiektu. Brak choćby jednej oznacza, że dziś tracisz na cenie uzyskanej, a po wejściu obowiązku ta sama luka staje się ekspozycją regulacyjną.
Dwa wejścia, oba zaczynają się od Twoich danych
Przegląd ekspozycji: Prześlij eksport odchyleń grafikowych z ostatnich dwunastu miesięcy oraz umowę z POB. Odsyłamy rozkład kosztu niezbilansowania po kwadransach, wskazanie największych pojedynczych zdarzeń i listę zapisów umownych, które je przepuściły. Bez opłaty przy pierwszym aktywie.
Przegląd gotowości zamykany przed 19 października 2026 r. Telemechanika, rejestracja danych, status punktów pomiarowych w CSIRE i ścieżka dowodowa redysponowania, oddane jako lista działań z właścicielami i terminami. Zgłoszenia na wrześniowe terminy przyjmujemy do 31 sierpnia.
