Rynek usług elastyczności w Polsce

Raport Centrum Transformacji Energetycznej (CTE) „Rynek usług elastyczności w Polsce — analiza regulacyjna" analizuje, jak powinien powstawać polski rynek usług elastyczności (czyli zmiany mocy wprowadzanej lub pobieranej z sieci na sygnał operatora, służącej usuwaniu ograniczeń sieciowych). Stan prawny raportu to październik 2026 (pierwsza wersja z września 2026, uzupełniona suplementem i erratą po seminarium CTE WPiA UW z 22.09.2026).

Pytanie badawcze raportu: czy obecny kierunek budowy polskiego rynku usług elastyczności wymaga zmian, biorąc pod uwagę doświadczenia innych krajów UE i wymagania projektowanego unijnego kodeksu sieci NC DR (Network Code on Demand Response, rekomendacja ACER 01/2025)?

Główne wnioski:

1. Model w pełni zdecentralizowany jest niezasadny. Dziś każdy operator systemu dystrybucyjnego (OSD) sam definiuje, rejestruje i kupuje usługi elastyczności, co raport uznaje za rozwiązanie bez przyszłości, bo rynek pozostaje nowy, niszowy, mało płynny, a zakupy podlegają prawu zamówień publicznych.

2. Rekomendowany jest model hybrydowy: OSD nadal definiują produkty dopasowane do swoich sieci, ale przy wspólnych minimalnych standardach i zasadach koordynacji z rynkiem bilansującym. Model scentralizowany (jednolity katalog usług w przepisach dla wszystkich OSD) raport traktuje jako rozwiązanie zapasowe, gdyby nie udało się wzmocnić regulatora.

3. Warunki powodzenia modelu hybrydowego: uregulowanie modelu niezależnej agregacji i dedykowanych urządzeń pomiarowych, standaryzacja profilu odniesienia (baseline), istotne wzmocnienie zasobów Prezesa URE oraz aktywny udział Polski w pracach nad kształtem NC DR (komitologia).

4. Wzorzec z Holandii. Z doświadczeń Wielkiej Brytanii, Holandii i Belgii raport wyprowadza czynniki sukcesu: wspólną platformę operatora przesyłowego i dużych OSD (jak holenderski GOPACS), standaryzację produktów i umów, powszechne inteligentne opomiarowanie oraz zasadę pierwszeństwa elastyczności. Model holenderski wskazywany jest jako kierunek dla Polski, czyli wspólna platforma OSP i dużych OSD.

5. Aktualizacja po seminarium 22.09.2026. Stanowisko większości interesariuszy przesunęło się w stronę modelu scentralizowanego jako punktu startowego budowy rynku, z docelową ewolucją do hybrydowego, argumentując to niższymi progami wejścia dla dostawców i łatwiejszą koordynacją OSD-OSP.

Logika raportu prowadzi od lekcji z rynków zagranicznych, przez mapę interesariuszy i inwentaryzację dzisiejszego stanu w Polsce, analizę luk wobec NC DR, aż po rekomendację modelu, wskazanie potrzebnych zmian prawnych i harmonogram oraz mapę drogową działań dla poszczególnych aktorów (regulator, operatorzy, agregatorzy, giełda TGE).

Czy chciałbyś, żebym rozwinął któryś wątek, na przykład konkretne zmiany prawne rekomendowane w analizie regulacyjnej, harmonogram wdrożenia NC DR, czy to, co raport oznacza dla konkretnego uczestnika rynku (np. OSD, agregatora, odbiorcy przemysłowego)?

Model hybrydowy jako docelowy, model scentralizowany jako punkt wyjścia.

Pierwotna rekomendacja raportu (sekcja 5.5, Rekomendacja) wskazuje model hybrydowy: operatorzy systemów dystrybucyjnych (OSD) samodzielnie definiują produkty usług elastyczności, ale w ramach wspólnych minimalnych standardów i zasad koordynacji z rynkiem bilansującym. Po seminarium CTE z 22 września 2026 roku stanowisko większości interesariuszy przesunęło się jednak w stronę modelu scentralizowanego jako punktu startowego budowy rynku, z docelową ewolucją do modelu hybrydowego. To aktualne stanowisko raportu (uwzględnione w wersji z października 2026).

Dlaczego hybrydowy (uzasadnienie pierwotne):

• Krajowy system elektroenergetyczny jest duży i zróżnicowany podmiotowo. OSD różnią się i będą różnić charakterystyką swoich sieci oraz możliwościami wdrażania nowego modelu zarządzania ograniczeniami. Narzucenie już teraz sztywnego, jednolitego katalogu produktów byłoby rozwiązaniem na wyrost, skoro rynek dopiero przechodzi z fazy eksperymentalnej do wczesnej fazy regulowanej.
• Jednocześnie projekt rozporządzenia systemowego z 22 maja 2026 roku daje zbyt dużą swobodę: przenosi kluczowe rozstrzygnięcia (np. metodę baseline, czyli profilu odniesienia) do umów, czyli poza nadzór regulacyjny. Grozi to zbyt restrykcyjnymi warunkami ze strony operatorów na starcie rynku. Model hybrydowy, wprowadzając wspólne minimalne standardy, ten problem rozwiązuje.
• Koszt tego rozwiązania: większa złożoność regulacji i większe zaangażowanie Prezesa URE, który potrzebuje wzmocnienia zasobami, by udźwignąć nadzór nad rozproszonym, zróżnicowanym rynkiem.
• Model scentralizowany (jednolity katalog usług w przepisach) raport traktuje jako rozwiązanie zapasowe, na wypadek gdyby nie udało się zapewnić regulatorowi wystarczających zasobów.

Skąd wynika ten wybór (logika raportu): z sekcji 1 (doświadczenia zagraniczne) wynika, że kluczowe dla rozwoju rynku są: jedna platforma OSP i dużych OSD (wzorem holenderskiego GOPACS), standaryzacja produktów i umów, powszechne inteligentne opomiarowanie oraz zasada pierwszeństwa elastyczności. Polski rynek (sekcja 3) już dziś zbliża się do modelu holenderskiego, bo najwięksi gracze (TGE, PSE, duzi OSD) zmierzają do wspólnej platformy koordynacyjnej. Analiza luk wobec projektu NC DR (sekcja 4) pokazuje, że kodeks pozostawia operatorom definiowanie produktów lokalnych, ale wymaga ujednolicenia elementów wpływających na próg wejścia na poziomie krajowym (art. 11 NC DR). To wszystko prowadzi do rekomendacji modelu hybrydowego.

Aktualizacja po seminarium (ważne zastrzeżenie): większość uczestników seminarium z 22 września 2026 roku poparła start od modelu scentralizowanego, bo większa standaryzacja od początku obniża progi wejścia dla nowych dostawców i ułatwia koordynację OSD z operatorem przesyłowym (OSP, czyli PSE), nie tylko usprawnia regulację kosztową OSD. Dyskusja wskazała też, że projekt rozporządzenia nie powinien zawężać ustawowej definicji usług elastyczności poprzez element odpłatności wprowadzany w przepisach wykonawczych.

Warunki powodzenia modelu hybrydowego (wynikające z sekcji 6, zmiany w prawie): uregulowanie modelu agregacji i dedykowanych urządzeń pomiarowych (DMD), standaryzacja baseline, wzmocnienie Prezesa URE oraz aktywny udział Polski w pracach nad NC DR (komitologia).

Czy rozwinąć który z wątków: różnice między modelem scentralizowanym a hybrydowym w konkretnych aspektach (tabela porównawcza), czy mapę drogową działań dla poszczególnych aktorów (sekcja 8)?

Usługi elastyczności to, zgodnie z art. 3 pkt 11k Prawa energetycznego, usługi świadczone na rzecz operatora systemu dystrybucyjnego (OSD) przez użytkowników systemu (agregatorów, odbiorców aktywnych, wytwórców, posiadaczy magazynów) przyłączonych do sieci dystrybucyjnej, z wyłączeniem koordynowanej sieci 110 kV. Ich celem jest bezpieczeństwo i efektywność rozwoju sieci dystrybucyjnej, w tym zarządzanie ograniczeniami sieciowymi, poprzez zmianę poboru lub wprowadzania mocy czynnej względem ustalonego profilu odniesienia (baseline). Ustawa nie przesądza wprost wynagrodzenia, ale raport wywodzi odpłatność z zasady ekwiwalentności świadczeń w prawie cywilnym, a projekt rozporządzenia systemowego z 22 maja 2026 r. wprost wymaga wynagrodzenia dla dostawcy (§ 45 ust. 1).

Usługi bilansujące to zupełnie inna kategoria: kupuje je operator systemu przesyłowego (OSP, czyli PSE), nie OSD. Obok usług bilansujących OSP nabywa też usługi systemowe niedotyczące częstotliwości (napięciowe, w tym black start), usługi sieciowe (GWS) oraz usługi interwencyjne dotyczące częstotliwości (IRP, IZP). OSD natomiast nabywa tylko dwie kategorie: usługi elastyczności i usługi systemowe niedotyczące częstotliwości (napięciowe).

Kluczowa różnica nie leży więc w tym, czym jest dana usługa technicznie, lecz w tym, kto ją nabywa i na jakim poziomie sieci:

• usługi bilansujące służą bilansowaniu systemu przesyłowego i częstotliwości, kupuje je OSP;
• usługi elastyczności służą zarządzaniu ograniczeniami w sieci dystrybucyjnej, kupuje je OSD.

Raport zwraca uwagę, że ten podział jest w gruncie rzeczy konwencją prawną, a nie przemyślaną koncepcją: usługi elastyczności nabywane przez OSD są funkcjonalnym odpowiednikiem usług sieciowych nabywanych przez OSP. Innymi słowy, ta sama zdolność zasobu do zmiany punktu pracy jest nazywana "usługą sieciową", gdy dotyczy sieci przesyłowej, a "usługą elastyczności", gdy dotyczy sieci dystrybucyjnej, co wynika raczej z dynamiki procesu legislacyjnego niż z merytorycznej różnicy.

Obecne przepisy nie pozwalają na jednoczesne świadczenie kilku usług tym samym zasobem, choć pod pewnymi warunkami możliwe jest łączenie usług bilansujących z usługami elastyczności, a specyfika IRP/IZP (usług interwencyjnych dla PSE) pozwala, zdaniem raportu, połączyć je ze świadczeniem usług elastyczności.

Warto dodać jeszcze jeden wątek z raportu: usługi elastyczności w ujęciu ustawowym zawierają elementy redysponowania rynkowego, czyli zmiany grafików wytwarzania lub poboru na podstawie dobrowolnej oferty lub umowy (w przeciwieństwie do redysponowania nierynkowego, wydawanego poleceniem operatora, które dziś dominuje w Polsce, zwłaszcza jako redukcja wytwarzania z OZE). Jednym z celów budowy rynku usług elastyczności jest ograniczenie konieczności sięgania po redysponowanie nierynkowe.

Praktyczną konsekwencją tej definicji jest to, że część dzisiaj wdrożonych w Polsce "usług elastyczności" formalnie nią nie jest, np. IDC (Interwencyjna Dostawa Mocy Czynnej) Enei, Energi i Tauronu nie spełnia definicji ustawowej, bo nie wiąże się z wynagrodzeniem, a jedynie ze zwolnieniem z opłat.

Czy interesuje Pana/Panią rozwinięcie wątku redysponowania rynkowego i nierynkowego, albo tego, jak te definicje mają się do wymagań projektowanego kodeksu NC DR?

FIS (Flexibility Information System) to przewidziany w projekcie NC DR system informacji o elastyczności, w praktyce rejestr, a nie platforma rynkowa (czyli nie miejsce oferowania i zakupu usług). Składa się z dwóch modułów: podmiotowego (SP module, dostawcy usług) i przedmiotowego (CU module, jednostki sterowalne). Rejestruje, przechowuje i udostępnia dane o tym, kto świadczy jakie usługi, któremu operatorowi i za pomocą jakich zasobów (art. 2 pkt 15-17 projektu NC DR).

Kto ma go prowadzić

Zgodnie z projektem (art. 24-28) FIS domyślnie prowadzi jeden lub więcej operatorów systemu (OSP/OSD). Artykuł 8 pozwala im jednak delegować poszczególne zadania, zachowując przy tym odpowiedzialność prawną, a państwa członkowskie mogą przypisać zadania także innym podmiotom (stronom trzecim), jeśli wykażą ich zdolność do tego.

Kluczowy wymóg: ponieważ prowadzenie rejestru daje dostęp do informacji o dużej wartości rynkowej, podmiot prowadzący FIS musi być wolny od konfliktu interesów. Art. 26 ust. 4 nakazuje stronie trzeciej prowadzącej zadania FIS zachować należyty rozdział biznesowy (unbundling) od podmiotów z interesem handlowym w usługach lokalnych, czyli zarówno od dostawców usług, jak i od operatora platformy rynkowej. Raport ocenia ten wymóg jako bardzo istotny i restrykcyjny.

Operatorzy prowadzący dowolną część FIS mają też szereg obowiązków technicznych: niedyskryminacyjny dostęp online do danych w formacie maszynowo czytelnym, krajowa aplikacja i API zgodne z normami ETSI-CEN-CENELEC, środowiska testowe, jednokrotne wprowadzanie/aktualizowanie danych przez dostawców i użytkowników, prowadzenie i publikowanie listy podmiotów z prawem dostępu oraz publikowanie niepoufnej wersji FIS (z danymi m.in. o dostawcach i łącznej mocy prekwalifikowanej według technologii i produktu).

Sytuacja w Polsce

Według analizy w sekcji 4.4 raportu FIS nie jest dziś wdrożony u żadnego podmiotu w Polsce. PSE rozdziela przyszłe funkcje zbliżone do FIS między kilka odrębnych systemów (m.in. PREU, WIRE), a projekt rozporządzenia systemowego z 22 maja 2026 nie zawiera żadnych wymagań dotyczących takiego systemu.

Raport rozwija ten wątek w sekcji 6.7 (Dostęp do danych), rekomendując dla Polski: operator FIS nie powinien uczestniczyć w procesach rynkowych inaczej niż jako nabywca (operator), a w przedsiębiorstwach zintegrowanych pionowo trzeba wykluczyć dostęp części działających na rynkach konkurencyjnych do poufnych danych handlowych z FIS; operatorzy platform rynkowych powinni być podobnie oddzieleni od dostępu do FIS.

Warto dodać: to wszystko dotyczy projektu NC DR z 7 marca 2025 (rekomendacja ACER 01/2025), czyli kodeksu wciąż w fazie legislacyjnej (komitologia), nie obowiązującego prawa. Przypominam też, że raport (stan prawny: październik 2026) wspomina o roli TGE jako możliwego operatora platformy rynkowej usług elastyczności, ale szczegóły porozumień TGE z operatorami pochodzą z komunikatów prasowych, więc nie są tu traktowane jako źródło.

Czy chcesz, żebym rozwinął temat relacji FIS wobec platformy rynkowej (np. kontekst TGE) albo harmonogram wdrożenia FIS z sekcji 7 (terminy metodyk FIS, 1.12.2029)?

Krótko: oba modele dotyczą tego, jak definiowane są produkty usług elastyczności (czyli ich cechy fizyczne i handlowe) sprzedawane operatorom OSD. W modelu scentralizowanym jest jeden, jednolity katalog usług ustalony na poziomie przepisów prawa dla wszystkich OSD. W modelu hybrydowym różni operatorzy mogą tworzyć własne, różniące się produkty, ale podlegające wspólnym minimalnym standardom i zasadom koordynacji z rynkiem bilansującym. Raport rekomenduje model hybrydowy, a scentralizowany traktuje jako rozwiązanie zapasowe.

Szczegóły różnic:

Rola operatora systemu (jedyna różnica w rolach uczestników, reszta jest identyczna w obu modelach): w modelu scentralizowanym operator OSD tylko organizuje zakup, aktywację i rozliczenie usług według gotowego katalogu. W modelu hybrydowym operator dodatkowo sam definiuje produkty, w granicach wyznaczonych przepisami.

Ład organizacyjny: w modelu scentralizowanym kluczowe rozstrzygnięcia przenoszą się z poziomu regulaminów operatorskich (IRiESD) na poziom rozporządzeń, więc rośnie rola ustawodawcy i Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (URE) - potrzebny byłby sformalizowany udział interesariuszy w tych procesach, wykraczający poza zwykłe konsultacje. W modelu hybrydowym kluczowe są narzędzia regulacyjne zapewniające standaryzację i porównywalność produktów różnych operatorów (np. tabela ekwiwalencji).

Finansowanie: model scentralizowany ułatwia socjalizację kosztów zakupu usług (jednolity katalog łatwiej rozliczyć w taryfie dla wszystkich). W modelu hybrydowym każdy operator musi osobno uzasadnić przed regulatorem, że zdefiniował usługi optymalnie kosztowo.

Porównanie w wybranych aspektach (tabela 4 raportu):

• Pokrycie inteligentnym opomiarowaniem (AMI): scentralizowany zakłada docelowo 100% punktów poboru objętych AMI, co wymagałoby standaryzacji też zasad dla dedykowanych urządzeń pomiarowych (DMD); hybrydowy pozwala OSD szybciej wykorzystać DMD tam, gdzie brak AMI, dostosowując podejście do lokalnych możliwości.
• Struktura rynku: scentralizowany przesuwa kompetencje do ministra właściwego ds. energii i Prezesa URE, wymuszona standaryzacja oznacza potencjalnie wolniejsze, ale trwalsze wdrożenie; hybrydowy daje większą autonomię OSD i możliwy szybszy rozwój rynków lokalnych.
• Agregatorzy: wybór modelu nie ma tu znaczenia, bo rynek bilansujący jest jeden, więc model agregacji musi być jednolity niezależnie od wyboru.
• Harmonogram NC DR (Network Code on Demand Response, projekt unijnego kodeksu sieci): scentralizowany ułatwia wczesne wdrożenie procedur zbliżonych do wymogów kodeksu i uprości wdrożenie tzw. tabeli ekwiwalencji (art. 16 projektu NC DR); hybrydowy pozwala zebrać wcześniej doświadczenia z definiowania produktów w ramach swobody dopuszczonej przez kodeks.
• Doświadczenia europejskie: holenderski GOPACS (wspólna platforma koordynacyjna operatora przesyłowego i dystrybucyjnych) jest dobrą praktyką wspierającą kierunek scentralizowany, ale raport ocenia, że w Polsce jeszcze za wcześnie na regulowane ceny usług; doświadczenia Belgii i Wielkiej Brytanii wskazują na potrzebę nacisku na standaryzację produktów różnych OSD, co wspiera model hybrydowy.

Rekomendacja raportu: model hybrydowy, bo OSD różnią się sieciami i możliwościami, a sztywny jednolity katalog byłby na wyrost dla rynku wciąż w fazie eksperymentalnej. Warunkiem jest jednak wprowadzenie wspólnych standardów (bo projekt rozporządzenia systemowego daje dziś za dużo swobody, np. baseline w umowach poza nadzorem) i wzmocnienie Prezesa URE zasobami. Jeśli takiego wzmocnienia zabraknie, model scentralizowany pozostaje rozwiązaniem zapasowym. Warto dodać, że po seminarium CTE WPiA UW z 22 września 2026 r. stanowisko większości interesariuszy przesunęło się w stronę modelu scentralizowanego jako punktu wyjścia budowy rynku, z docelową ewolucją do hybrydowego - to już aktualizacja rekomendacji, stan prawny październik 2026.

Mogę rozwinąć np. wątek aktualizacji rekomendacji po seminarium albo wpływ wyboru modelu na agregatorów i OSD.

Raport identyfikuje bariery na kilku poziomach: prawnym, instytucjonalnym, technicznym i ekonomicznym. Najbardziej usystematyzowany ich przegląd znajduje się w sekcji 5 (Rekomendacja), gdzie autorzy zestawiają własną diagnozę z barierami wskazanymi przez PSE w ocenie potrzeb elastyczności (FNA, zgodnie z art. 19e rozporządzenia 2019/943) oraz z wnioskami z seminarium CTE WPiA UW z 22 września 2026.

Pięć głównych barier (tabela 4a, sekcja 5.5):

1. Brak właściwych ram prawnych dla nowych i małych uczestników - obecne regulacje są niekompletne, zbyt złożone albo nie nadążają za rynkiem. Potrzebne proste i przejrzyste przepisy.
2. Brak narzędzi i zachęt do świadczenia elastyczności - brakuje materialnych zachęt, w tym dla prosumentów; uczestnicy seminarium różnili się co do tego, czy i jak wynagradzać samą gotowość do świadczenia usługi (nie tylko aktywację).
3. Restrykcyjne wymagania dla usług bilansujących - długi i nieprzejrzysty proces prekwalifikacji oraz zbyt restrykcyjne wymagania techniczne operatorów utrudniają zbieranie doświadczeń z nowymi kategoriami zasobów (stanowisko rozbieżne z diagnozą PSE, która wskazywała inny problem: brak wymogu płynnej zmiany punktu pracy).
4. Restrykcyjne wymagania w usługach zarządzania ograniczeniami sieciowymi - potrzeba standaryzacji produktów różnych operatorów; po seminarium większość uczestników opowiedziała się za modelem scentralizowanym jako punktem wyjścia.
5. Brak zachęt regulacyjnych dla OSD do rozwiązań alternatywnych wobec rozbudowy sieci (tzw. non-wire alternatives) - brak regulacji, standaryzacji i metodyk sprawia, że zakup usług elastyczności rodzi dla operatorów ryzyko, zamiast być premiowany.

Bariery po stronie agregacji (sekcja 3.7), kluczowe dla rozwoju strony podażowej:

• technologiczna - brak automatyki u odbiorców wydłuża cykl wdrożenia (ponad 6-12 miesięcy);
• regulacyjna - niezależna agregacja działa formalnie tylko na rynku bilansującym; wzory umów OSD (Energa-Operator, Tauron) wykluczają podwykonawstwo, co uniemożliwia agregatorom świadczenie usług;
• ekonomiczna - przychody z usług pokrywają tylko 5-15% rocznych kosztów energii dużego zakładu, dla MŚP często za mało wobec kosztów wdrożenia;
• strukturalna - rynek skoncentrowany w rękach 4-5 dużych graczy, nieproporcjonalne obciążenia regulacyjne (uciążliwy rejestr agregatorów bez jasnej wartości informacyjnej).

Bariera na poziomie regulacyjnym (szerzej, sekcja 5.5): projekt rozporządzenia systemowego z 22 maja 2026 przenosi kluczowe rozstrzygnięcia, jak metodę baseline, do umów operator-dostawca, czyli poza nadzór regulacyjny - to ryzyko, że operatorzy narzucą zbyt restrykcyjne warunki na starcie. Z tego wynika rekomendacja wprowadzenia wspólnych minimalnych standardów (model hybrydowy), co z kolei wymaga wzmocnienia zasobów Prezesa URE.

Logika raportu łączy te wątki: lekcje z innych krajów (standaryzacja, jedna platforma koordynacyjna, zachęty TOTEX, powszechne AMI) pokazują, czego brakuje w Polsce; stan dzisiejszy (fragmentacja OSD, zablokowana agregacja) potwierdza te luki; stąd rekomendacja modelu hybrydowego ze wspólnymi standardami jako odpowiedź na zidentyfikowane bariery.

Czy rozwinąć któryś wątek, np. szczegóły rekomendacji modelu hybrydowego czy barierę niezależnej agregacji (sekcja 6.1)?