Elastyczność już jest. Teraz trzeba zbudować rynek, który potrafi z niej skorzystać

Magazyny energii, przemysł, samochody elektryczne i odbiorcy końcowi już dziś mogą pomagać systemowi elektroenergetycznemu. Problem w tym, że sama obecność elastycznych zasobów nie tworzy jeszcze rynku. Europejskie doświadczenia pokazują, że o sukcesie decydują przede wszystkim dane, sposób kontraktacji, możliwość łączenia kilku źródeł przychodu i jakość reguł operacyjnych.

We wrześniu 2026 r. smartEn – Smart Energy Europe opublikował rekomendacje dla Komisji Europejskiej dotyczące dobrych praktyk, które mogą rozwijać katalog AccelerateEU. Sam katalog Komisji Europejskiej został przedstawiony wcześniej, 13 maja 2026 r., natomiast materiał smartEn jest branżowym wkładem do jego dalszego rozwijania.

Dokument nie jest więc neutralnym podręcznikiem regulacyjnym, lecz zbiorem rekomendacji przygotowanych przez organizację reprezentującą sektor zarządzania energią i elastycznym popytem. Jego wartość polega jednak na czymś innym: zestawia konkretne rozwiązania działające już w kilku państwach i pokazuje, że o powodzeniu rynku często przesądzają szczegóły, których nie widać na poziomie ustawy czy rozporządzenia.

Elastyczność jest już w systemie. Brakuje przede wszystkim dobrego dostępu do rynku

Punktem wyjścia smartEn jest założenie, że znaczna część potrzebnych zasobów nie wymaga budowy nowych jednostek wytwórczych. Elastyczność znajduje się już w zakładach przemysłowych, magazynach energii, samochodach elektrycznych, pompach ciepła, instalacjach prosumenckich i systemach zarządzania budynkami.

Jej wartość powstaje wtedy, gdy pobór lub oddawanie energii można przesunąć w czasie albo zmienić w odpowiedzi na sytuację sieciową i rynkową. Dzięki temu ten sam zasób może ograniczać szczytowe zapotrzebowanie, wspierać operatora lokalnej sieci, uczestniczyć w bilansowaniu systemu albo reagować na ceny energii.

Największym wyzwaniem nie jest dziś brak elastycznych zasobów, lecz stworzenie takich reguł, aby mogły one łatwo wejść na rynek i zarabiać tam, gdzie ich reakcja ma największą wartość.

Według przywoływanych przez smartEn analiz wartość korzyści związanych z elastycznością może do 2030 r. sięgać dziesiątek miliardów euro rocznie. Takie prognozy zależą oczywiście od przyjętych założeń, ale dobrze pokazują skalę zagadnienia: elastyczność nie jest jedynie technicznym narzędziem operatora, lecz potencjalnie istotnym elementem ekonomiki całego systemu.

Dane są infrastrukturą rynku równie ważną jak sieć

Jednym z najbardziej interesujących przykładów opisanych w dokumencie jest Francja. Mechanizm NEBCO umożliwia niezależnym agregatorom wykorzystywanie odpowiedzi odbioru na rynku energii, ale kluczowe znaczenie ma nie tylko sama możliwość udziału, lecz również sposób dostępu do danych.

Po uzyskaniu cyfrowej zgody klienta agregator może korzystać ze standaryzowanego dostępu do danych pomiarowych, historii zużycia i profili obciążenia. Pozwala to budować profile bazowe, rozliczać wykonanie usług oraz zarządzać dużymi portfelami odbiorców bez tworzenia osobnej, ręcznej procedury dla każdego punktu poboru.

Bez szybkiego, masowego i standaryzowanego dostępu do danych prawo do udziału w rynku pozostaje w dużej mierze prawem teoretycznym. Według danych przywołanych przez smartEn francuski mechanizm odnotował w 2025 r. ponad 185 GWh redukcji zapotrzebowania. To pokazuje, że infrastruktura informacyjna może być równie ważna jak sam produkt rynkowy, bo to ona decyduje o tym, czy agregator może obsługiwać tysiące odbiorców przy rozsądnych kosztach operacyjnych.

Dla Polski ma to szczególne znaczenie w kontekście CSIRE. Samo powstanie centralnego systemu informacji rynku energii jest dużym krokiem naprzód, ale jego znaczenie dla rynku elastyczności będzie zależało od tego, czy dostęp agregatorów do danych stanie się szybki, automatyczny i skalowalny.

Sama zapłata za aktywację może nie wystarczyć

Kolejną kwestią jest sposób wynagradzania elastyczności. Z perspektywy operatora naturalne może wydawać się płacenie za energię rzeczywiście dostarczoną lub zredukowaną, ale z punktu widzenia przemysłu ekonomika wygląda inaczej.

Zakład, który utrzymuje możliwość ograniczenia poboru, ponosi koszty nawet wtedy, gdy operator nigdy nie wyda polecenia aktywacji. Musi przygotować proces technologiczny, automatykę, komunikację, procedury operacyjne i personel zdolny do reakcji. Jeżeli aktywacja nastąpi tylko kilka razy w roku, przychód wyłącznie z dostarczonych megawatogodzin może być zbyt niski.

Dla wielu odbiorców przemysłowych ważne jest wynagrodzenie nie tylko za reakcję, ale również za samą gotowość do jej wykonania. Dlatego smartEn wskazuje na modele łączące dwa strumienie wynagrodzenia: płatność za gotowość, zwykle odnoszoną do dostępnej mocy, oraz płatność za rzeczywistą aktywację. Takie rozwiązania funkcjonują na europejskich rynkach bilansujących m.in. w Belgii, Danii, Francji i Holandii.

Nie oznacza to, że każdy produkt elastyczności powinien działać w identycznym modelu. Oznacza natomiast, że mechanizm wynagrodzenia powinien odzwierciedlać koszt konkretnego zasobu, bo inaczej rynek będzie dostępny tylko dla technologii o najniższym koszcie utrzymywania gotowości.

Jeden zasób powinien móc pracować na kilku rynkach

Szczególnie interesująco wygląda relacja między lokalnymi usługami elastyczności dla operatorów dystrybucyjnych a krajowym rynkiem bilansującym. To właśnie tutaj łatwo stworzyć regulację, która zamiast zwiększać wartość zasobów zacznie ją ograniczać.

W norweskim Euroflex, obsługiwanym przez platformę NODES, operator dystrybucyjny może zabezpieczyć dostępność elastyczności, ale ostateczne zobowiązanie zasobu następuje dopiero bliżej momentu dostawy. Jeśli prognoza pokaże, że lokalna potrzeba sieciowa nie wystąpi, niewykorzystana moc może zostać zwolniona.

Najbardziej efektywny rynek to taki, na którym ten sam megawat może zarabiać w kilku segmentach, o ile nie powoduje to konfliktu operacyjnego.

To rozwiązanie ma duże znaczenie dla ekonomiki magazynów energii i agregowanych portfeli odbiorców. Jeżeli OSD zarezerwuje zasób na wiele godzin lub dni, a wykorzysta go tylko sporadycznie, właściciel traci możliwość uzyskania przychodów z innych rynków i będzie oczekiwał wyższej ceny za samą rezerwację.

Jeżeli natomiast niewykorzystana moc może wracać na rynek bilansujący, koszt pozyskania elastyczności może być niższy, a wykorzystanie aktywa znacznie bardziej efektywne. To właśnie na tym polega value stacking, czyli łączenie kilku źródeł przychodu przez jedno aktywo.

Wspólna infrastruktura może być ważniejsza niż liczba produktów

Jeszcze dalej idzie fiński FinFlex, w którym operator przesyłowy i operatorzy dystrybucyjni korzystają ze wspólnej infrastruktury rynku. Zamiast tworzyć całkowicie odrębne kanały dla usług lokalnych i systemowych, wykorzystują spójne produkty, rejestry oraz mechanizmy wymiany informacji. Taki model ogranicza koszty wejścia po stronie dostawców. Agregator nie musi budować oddzielnego zaplecza technicznego i proceduralnego dla każdego operatora, a zasób może być lepiej widoczny w całym systemie.

Płynność młodego rynku łatwo rozproszyć, jeśli każdy operator zacznie budować własne produkty, umowy, interfejsy i zasady kwalifikacji. To istotny sygnał dla Polski. Formalna możliwość kupowania usług elastyczności przez OSD jest dopiero początkiem. Jeżeli rynek będzie rozwijany w wielu osobnych systemach i według odmiennych standardów, dla agregatorów może oznaczać to wysokie koszty integracji jeszcze zanim pojawi się odpowiednia skala obrotu.

Wspólna platforma nie jest jedynym możliwym rozwiązaniem, ale standaryzacja produktów, danych i rejestracji zasobów może okazać się jednym z najważniejszych warunków osiągnięcia odpowiedniej płynności.

Rynek można otworzyć formalnie, a zamknąć technicznie

Dokument smartEn zwraca uwagę również na bariery, które z pozoru wyglądają jak kwestie czysto techniczne. W praktyce to właśnie one często przesądzają, czy nowy uczestnik rzeczywiście może wejść na rynek.

W Holandii stosowana jest kwalifikacja na poziomie portfela, dzięki czemu dodanie nowego zasobu nie wymaga ponownego certyfikowania całej puli. W Danii w części produktów obniżono minimalny próg wejścia, a w krajach nordyckich dostępne są produkty asymetryczne, które nie wymagają identycznej zdolności do zwiększenia i zmniejszenia mocy.

Technologiczna neutralność rynku nie kończy się na zapisaniu w regulaminie, że każda technologia może uczestniczyć — musi być widoczna także w parametrach produktów i procedurach wejścia.

Minimalny wolumen, długość produktu, sposób wyznaczania profilu bazowego, częstotliwość prekwalifikacji czy obowiązek symetrycznej reakcji mogą skutecznie wykluczyć część zasobów mimo formalnego braku zakazu.

Dlatego o realnym otwarciu rynku decyduje nie jeden przepis, lecz cały zestaw reguł operacyjnych. To właśnie tam tworzą się albo znikają bariery wejścia dla magazynów, przemysłu, elektromobilności i agregatorów.

W Polsce najważniejsze decyzje dopiero zapadną

Polskie regulacje tworzą już fundament pod zakup usług elastyczności przez operatorów systemów dystrybucyjnych. Przepisy zakładają przejrzyste i niedyskryminacyjne procedury rynkowe, a szczegółowe wymagania dotyczące produktów, parametrów technicznych i sposobu zakupu mają znaleźć się w rozwiązaniach operacyjnych.

To oznacza, że ciężar budowy rynku będzie stopniowo przesuwał się z poziomu ustaw i rozporządzeń do instrukcji ruchu, standardów technicznych i praktyki operatorów. I właśnie tam rozstrzygną się kwestie, które w innych państwach zdecydowały o sukcesie lub ograniczonej skali lokalnych rynków.

Dla polskiego rynku ważne będzie nie samo stworzenie prawa do świadczenia elastyczności, lecz sposób zapisania szczegółowych reguł jej kontraktowania i rozliczania. Nie chodzi o kopiowanie rozwiązań francuskich, norweskich czy fińskich jeden do jednego. Polski system ma własną strukturę sieci, innych uczestników i własne uwarunkowania regulacyjne.

Warto jednak wykorzystać doświadczenia innych państw do uniknięcia błędów, które są już dziś dobrze rozpoznane: nadmiernej fragmentacji, zamrażania zasobów na jednym rynku, wysokich kosztów prekwalifikacji czy zbyt wolnego dostępu do danych.

SPRAWDŹ RÓWNIEŻ: Polska buduje rynek elastyczności. Wielka Brytania i Holandia pokazują, jak nie skończyć na samej platformie – e-magazyny.pl

Największym zagrożeniem może być fragmentacja

Polska będzie w kolejnych latach potrzebowała coraz więcej elastyczności zarówno na poziomie krajowego systemu elektroenergetycznego, jak i lokalnych sieci dystrybucyjnych. Rosnąca liczba instalacji OZE, magazynów energii, samochodów elektrycznych i urządzeń sterowanych cyfrowo zwiększa jednocześnie zmienność przepływów oraz pulę zasobów zdolnych do reakcji.

Można więc wyobrazić sobie dwa scenariusze. W pierwszym każdy operator tworzy własne produkty, rejestry, procedury kwalifikacji i systemy wymiany danych. W drugim zasoby są rejestrowane według wspólnych standardów, produkty są w możliwie dużym stopniu interoperacyjne, a lokalne zobowiązania są koordynowane z rynkiem bilansującym.

Największym ryzykiem dla powstającego rynku elastyczności nie musi być brak podaży, lecz rozdrobnienie zasad, które uniemożliwi agregatorom osiągnięcie skali. Różnica między tymi modelami będzie miała bezpośrednie przełożenie na koszty uczestnictwa, płynność rynku i opłacalność inwestycji. Szczególnie w pierwszych latach, gdy liczba transakcji będzie niewielka, zbyt rozbudowane i odmienne procedury mogą skutecznie zniechęcić dostawców.

Dlatego najważniejsza lekcja płynąca z europejskich doświadczeń jest stosunkowo prosta. Elastyczność już istnieje. Pytanie brzmi, czy powstający rynek pozwoli jej swobodnie przepływać między odbiorcą, operatorem dystrybucyjnym, rynkiem bilansującym i rynkiem energii.

To właśnie od odpowiedzi na to pytanie będzie zależało, czy elastyczność stanie się realnym elementem polskiego systemu elektroenergetycznego, czy pozostanie jedynie dobrze opisaną możliwością regulacyjną.

Źródło: Recommendations to the Commission for best-practices under the AccelerateEU catalogue – smartEn

---

Jacek Stężowski

Redaktor naczelny portalu e-magazyny.pl, inżynier ekoenergetyki oraz pasjonat nowych technologii i OZE. Ma doświadczenie praktyczne w projektowaniu systemów PV, przemyśle kolejowym oraz w branży IT. Jako dziennikarz pisał o nowych technologiach dla takich portali jak MamStartup.pl czy NowyMarketing.pl.