Plan rozwoju to najczęściej cytowany i najrzadziej używany dokument w polskiej energetyce. Media branżowe biorą z niego kwotę, liczbę stacji i cytat dyrektora departamentu. Potem temat znika. Inwestorowi wybierającemu lokalizację pod przyłączenie potrzebne jest z tego samego dokumentu coś zupełnie innego, mianowicie odpowiedź na pytanie, gdzie w tej dekadzie w ogóle pojawi się możliwość techniczna a w tym gdzie operator już dzisiaj zamknął drzwi.

Co jest w projekcie PRSP 2027-2036

2 lutego 2026 r. PSE przekazały do konsultacji projekt „Planu rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2027-2036”. Uwagi przyjmowano do 23 lutego. Wersja po konsultacjach jest już opublikowana na stronie operatora.

Skala: około 5000 km torów nowych linii 400 kV, 30 nowych stacji elektroenergetycznych, rozbudowa lub modernizacja 110 stacji istniejących, kontynuacja budowy krajowego połączenia stałoprądowego HVDC z północy na południe, wzmocnienie sieci w Polsce północno-zachodniej i zachodniej. Łączne nakłady szacowane na około 66 mld zł. Poza wymaganą prawem dziesięciolatką ta edycja sięga do 2040 roku.

Geografia jest w tym dokumencie ważniejsza niż kwota. Prezes PSE Grzegorz Onichimowski odniósł się do sytuacji w ten sposób: około dwóch trzecich programu inwestycyjnego na najbliższe dziesięć lat to przygotowanie do przesunięcia energetyki na północ. Powód widać w liczbach potencjału, które plan przyjmuje za punkt wyjścia. Ponad 86 GW fotowoltaiki z produkcją rzędu 93 TWh, ponad 43 GW wiatru lądowego z produkcją rzędu 125 TWh, ponad 17 GW morskich farm wiatrowych z produkcją rzędu 70 TWh, a razem z pozostałymi źródłami odnawialnymi ponad 287 TWh rocznie.

Status formalny wygląda tak. Zgodnie z art. 16 ust. 15b Prawa energetycznego operator przedkłada projekt planu wraz z wynikami konsultacji Prezesowi URE do 30 kwietnia danego roku. Sam termin uzgodnienia nie jest terminem ustawowym. Publicznego komunikatu, że uzgodnienie zapadło, na dzień pisania tego tekstu nie ma. Poprzednia edycja, PRSP 2025-2034, nosi datę 20 grudnia 2024 r. Dwuletni cykl aktualizacji wynika wprost z art. 16 ust. 2 Prawa energetycznego.

Lista, która rozstrzyga wcześniej niż plan

Równolegle do planu PSE prowadzą zestaw danych o stanie bieżącym. Na podstawie art. 7 ust. 8l pkt 1 Prawa energetycznego publikują wykaz podmiotów ubiegających się o przyłączenie, wykaz odmów wydanych od 1 stycznia 2023 r., wykaz wniosków oczekujących na weryfikację oraz wykaz wniosków, dla których potwierdzono kompletność. Aktualizacja co najmniej raz na kwartał. Od 1 lipca 2026 r. wnioski składa się przez Elektroniczny System Obsługi Przyłączeń.

W tym samym miejscu znajduje się dokument, którego prawie nikt nie cytuje. Stan na 4 lutego 2026 r.: 37 rozdzielni bez wolnych miejsc przyłączenia, w tym pięć rozdzielni 400 kV, cztery 110 kV i dwadzieścia osiem 220 kV. Wśród nich Chełm Systemowa, Mościska, Ostrołęka, Wrocław i Gdańsk I. Do tego dochodzi 30 rozdzielni w stacjach dopiero planowanych, przy których PSE zaznaczają realizację warunkową albo jeszcze nieprzesądzoną, a część tych obiektów nie będzie w ogóle własnością operatora przesyłowego. Wnioski do tej drugiej grupy zostają bez weryfikacji i bez rozpatrzenia. Ten sam los spotyka wnioski dla linii najwyższych napięć, w tym układów gwiazdowych, oraz do stacji innych włąścieli.

Pozycje planowanych rozdzielni opisano numerami z PRSP 2025-2034. To edycja, którą właśnie zastępuje nowa. Klasyfikacja konkretnej lokalizacji zrobiona dziś opiera się więc na numeracji, która za chwilę przestanie obowiązywać, a po uzgodnieniu nowej edycji z Prezesem URE trzeba będzie przełożyć ją na nowe numery zadań i sprawdzić, czy rozdzielnia lub GPZ opisana teraz jako warunkowa nadal ma ten sam status.

Prawo domyka to od strony formalnej. Art. 16 ust. 8¹ pozwala przedsiębiorstwu sieciowemu wskazać w planie rozwoju obszary bez możliwości przyłączania nowych instalacji i sieci powyżej 1 kV. Taki obszar obejmuje co najmniej jedną rozdzielnię, istniejącą albo planowaną, a operator ma podać uzasadnienie i warunki, na jakich charakter obszaru może się zmienić. Art. 7 ust. 8² mówi, co się dzieje z wnioskiem złożonym w takim obszarze: pozostawia się go bez rozpatrzenia.

Wyjątek jest jeden, za to bywa jedynym otwartym wyjściem. Bez rozpatrzenia nie zostają wnioski z art. 7 ust. 1h, czyli dołączenie kolejnej instalacji lub magazynu energii do miejsca przyłączenia, dla którego warunki już wydano albo umowę już zawarto, oraz zmiana parametrów technicznych bez wzrostu mocy przyłączeniowej. Mowa o cable poolingu. W obszarze zamkniętym dla nowych przyłączeń współdzielenie istniejącego przyłącza zostaje więc jedyną ścieżką, która w ogóle wchodzi do rozpatrzenia.

Cztery aspekty przed decyzją lokalizacyjną

Kolejność ma znaczenie, bo każda kolejna kosztuje więcej niż poprzednia.

• Aspekt nr 1. Symbol stacji na liście rozdzielni bez wolnych miejsc przyłączenia. Sprawdzenie zajmuje minutę i bywa końcem tematu.
• Aspekt nr 2. Rodzaj inwestycji w planie. Nowa stacja oznacza przyrost przepustowości od zera. Modernizacja najczęściej uwalnia moc wcześniej ograniczoną stanem technicznym i nie zawsze jest to porównywalny wolumen.
• Aspekt nr 3. Kolejka i historia odmów w tym konkretnym punkcie, czytane z wykazów kwartalnych dla tej stacji, nie z danych zagregowanych dla województwa.
• Aspekt nr 4. Rachunek pieniędzy i terminów wynikający z ustawy sieciowej.

Lokalizacja, która przechodzi wszystkie cztery, trafia u nas do Tieru A i jest warta wydatku prawnego. Lokalizacja, która przechodzi bramki 1 i 2, ale ma zajętą kolejkę albo inwestycję dopiero w drugiej połowie dekady, to Tier B i wymaga indywidualnej weryfikacji dokumentacji, bo o wyniku decyduje tam szczegół konkretnego postępowania. Tier C to lokalizacja z listy rozdzielni albo bez inwestycji w horyzoncie planu.

Aspekt nr 4: ile kapitału wiąże 200 MW

Ustawa sieciowa z 13 marca 2026 r., znana w branży jako UC84, obowiązuje od 30 kwietnia 2026 r. i to ona rozstrzyga, ile kosztuje sama próba wejścia w postępowanie. Poniżej rachunek dla 200 MW, jedno miejsce przyłączenia, wniosek składany dziś.

Zaliczka nie może przekroczyć przewidywanej opłaty za przyłączenie, więc przy mniejszym zakresie robót limit 6 mln zł nie musi się wypełnić. Z opłatą za wniosek jest inaczej. Wnosi się ją odrębnie za każde miejsce przyłączenia wskazane we wniosku i nie wraca w żadnym scenariuszu. Zaliczkę trzeba wnieść w ciągu 14 dni od złożenia wniosku, inaczej wniosek zostaje bez rozpatrzenia, a terminy na wydanie warunków, 150 dni dla I i II grupy przyłączeniowej, liczą się dopiero od dnia jej wpływu.

Kamienie milowe liczą się od dnia zawarcia umowy o przyłączenie. To bywa źródłem nieporozumień, bo w rozmowach o harmonogramie pada zwykle data wydania warunków. Umowa wygasa z mocy prawa, jeżeli w ciągu 24 miesięcy dla fotowoltaiki i magazynów albo 36 miesięcy dla wiatru i biogazu inwestor nie zawiadomi operatora o uzyskaniu ostatecznego pozwolenia na budowę obejmującego co najmniej 80 procent mocy zainstalowanej z umowy. Przy magazynie dochodzi jeszcze 80 procent pojemności. Termin można wydłużyć raz, o nie więcej niż 24 miesiące, i właśnie za to płaci się dodatkowe zabezpieczenie z ostatniego wiersza tabeli.

Najciekawszy jest jednak koszt wyjścia, bo to on wycenia błąd lokalizacyjny. Przy rozwiązaniu umowy na wniosek inwestora operator zatrzymuje 10 procent zabezpieczenia do szóstego miesiąca, 25 procent do dwunastego, 50 procent do dwudziestego czwartego i 75 procent do trzydziestego szóstego. Dla naszych 200 MW oznacza to 900 tys. zł przy wycofaniu się w pierwszym półroczu i 4,5 mln zł w drugim roku. Jeżeli inwestor w ogóle nie wystąpi o zawarcie umowy w okresie ważności warunków, zabezpieczenie nie wraca w całości.

Czego ten rachunek nie obejmuje

Powyższy rachunek dotyczy projektu nowego. Wysokość zabezpieczenia zależy od tego, czy podmiot dopiero składa wniosek, ma już wydane warunki, czy zawartą umowę. Ustawa przewiduje dla projektów w toku stawki niższe od podstawowych i to jest pierwsza rzecz do sprawdzenia w konkretnym projekcie. Jeżeli inwestor dysponuje już mocą przyłączeniową, zaliczkę i zabezpieczenie liczy się wyłącznie od przyrostu. Do inwestycji prowadzonych na podstawie ustawy o morskich farmach wiatrowych oraz ustawy o obiektach energetyki jądrowej reżim kamieni milowych w ogóle się nie stosuje. Odbiorca końcowy o mocy przyłączeniowej do 5 MW nie potrzebuje ekspertyzy wpływu na system.

Czego plan rozwoju nie rozstrzyga

Plan nie podaje wolnej mocy w konkretnej stacji. Nie jest też gwarancją przyłączenia, bo każda lokalizacja przechodzi własne postępowanie. Harmonogram pojedynczego zadania może się przesunąć w kolejnej edycji, a te przychodzą co dwa lata. Przy lekturze mapy inwestycyjnej łatwo przeoczyć jeszcze jedno. Stacja potrafi być w planie i bez wolnych miejsc przyłączenia w tym samym czasie.

Dane URE za 2025 rok pokazują, w jakim otoczeniu podejmuje się te decyzje. Operatorzy wydali 4897 odmów przyłączenia wobec 7817 rok wcześniej, ale moc objęta odmowami wzrosła do rekordowych 107 GW z blisko 73,6 GW. Średnia moc jednej odmowy poszła w górę z około 9,4 MW do około 21,9 MW, czyli ponad dwukrotnie. Odmowa trafia dziś w projekt tej skali, w którym samo wejście w postępowanie kosztuje 100 tys. zł bezzwrotnie, a 6 mln zł zaliczki leży zablokowane do czasu rozstrzygnięcia.

Jak z tego korzystamy

Przy ocenie lokalizacji zestawiamy trzy warstwy: listę rozdzielni i wykazy kwartalne PSE dla konkretnej stacji, mapę inwestycyjną z PRSP dla regionu oraz reżim formalny UC84 właściwy dla danej klasy projektu i dla etapu, na którym projekt się znajduje. Dopiero razem odpowiadają na pytanie, czy tę lokalizację da się domknąć w realnym horyzoncie inwestycyjnym.

Wykonujemy analizy, przeglądy i raporty po stronie właściciela oraz wskazujemy ryzyka i rekomendacje. Nie zastępujemy projektanta i nie gwarantujemy wyniku postępowania przyłączeniowego, bo tego nie gwarantuje nikt, kto ten proces zna.

Jedno zastrzeżenie wprost przeciwko nam. Jeżeli symbol Twojej stacji stoi na liście z 4 lutego, żadna analiza tego nie odwróci i nie ma po co jej zamawiać. Ta rozmowa trwa kwadrans i kosztuje mniej niż sam wniosek.

Źródła: komunikat PSE z 2 lutego 2026 r. i projekt PRSP 2027-2036 po konsultacjach; wykaz obiektów planowanych do przyłączenia oraz lista rozdzielni bez dostępnych miejsc przyłączenia wg stanu na 4 lutego 2026 r. (pse.pl); ustawa Prawo energetyczne, art. 7 i art. 16, tekst jednolity Dz.U. 2026 poz. 43; ustawa z 13 marca 2026 r. o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw, Dz.U. 2026 poz. 516; dane URE o odmowach przyłączenia za 2025 r.