Tekst powstał na podstawie raportu „Świadomi odbiorcy. Usługi elastyczności popytowej na rynku energii elektrycznej w Polsce” (Instrat Policy Note 01/2026), którego autorami są Michał Grabka i Fryderyk Karp z Fundacji Instrat. Publikacja źródłowa analizuje stan prawny oraz infrastrukturę techniczną w obszarze elastyczności popytowej (ang. demand-side flexibility, DSF) według stanu na drugi kwartał 2026 roku.

Wzrost udziału pogodozależnych źródeł odnawialnych (OZE) powoduje wahania podaży energii elektrycznej. System elektroenergetyczny w Polsce wymaga mechanizmów bilansowania w okresach nadpodaży generacji oraz w momentach jej niedoboru. Bilansowanie to może odbywać się poprzez dostosowanie zużycia energii przez odbiorców końcowych.

Stan infrastruktury i obciążenie sieci

Wdrażanie technicznych narzędzi zarządzania poborem energii postępuje, lecz poziom ich rynkowego wykorzystania przez odbiorców indywidualnych pozostaje niski.

Do końca 2025 roku zainstalowano 10 milionów liczników zdalnego odczytu, co stanowi 48% ogółu odbiorców w kraju. Zakończenie procesu wymiany liczników wyznaczono na 2031 rok. Wdrażany Centralny System Informacji Rynku Energii (CSIRE) ma zostać uruchomiony w 2026 roku.

Wykorzystanie rynkowych mechanizmów elastyczności charakteryzują następujące dane:

  • Z taryf dynamicznych na koniec 2025 roku korzystało 4 836 gospodarstw domowych, co stanowi około 0,03% odbiorców indywidualnych.
  • Z taryf wielostrefowych (G12, G12w, G13) korzysta około 1,5 mln gospodarstw domowych (10% ogółu).
  • W rejestrze Urzędu Regulacji Energetyki na czerwiec 2026 roku figurowały 22 podmioty zarejestrowane jako agregatorzy (przedsiębiorstwa łączące rozproszone moce odbiorców w celu ich sprzedaży na rynku).
  • Całkowita moc magazynów energii na koniec 2025 roku wynosiła 836 MW (w tym 585 MW w małych magazynach przydomowych), co stanowi odpowiednio 3% i 2% szczytowego zapotrzebowania kraju (około 30 GW).

Zdolność do redukcji zapotrzebowania (ang. demand-side response, DSR) jest wykorzystywana głównie przez dużych odbiorców na poziomie przesyłowym. W aukcji głównej rynku mocy na rok dostaw 2030 zakontraktowano 1,3 GW mocy od jednostek DSR, co stanowi niemal 20% całości zakontraktowanego obowiązku mocowego (6,9 GW). Według danych Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu (KPEiK) dostępna moc DSR w 2025 roku wynosiła 1 908 MW, z perspektywą wzrostu do 2 810 MW w 2030 roku.

Koszty bilansowania a obciążenia odbiorców

Koszty utrzymania stabilności pracy sieci przy rosnącym udziale OZE ponoszą odbiorcy końcowi. Cena zamknięcia w aukcji rynku mocy na rok dostaw 2030 wyniosła 465 PLN/kW/rok. Wydatki na wynagrodzenie dyspozycyjności jednostek wytwórczych oraz redukujących pobór (DSR) są finansowane ze składowych rachunku za energię, w tym opłaty mocowej.

Zmienność bilansowa wpływa również na stawki dystrybucyjne. W dynamicznej taryfie sieciowej Tauron Dystrybucja stawka za 1 kWh wynosi 0,028 PLN w strefie nadpodaży mocy („Zalecane użytkowanie”) oraz 2,922 PLN w strefie szczytowego obciążenia sieci („Wymagane ograniczanie”).

Brak powszechnych taryf dedykowanych urządzeniom o wysokim poborze (pompy ciepła posiada 2,4% gospodarstw domowych w 2024 r., a samochody elektryczne stanowią 0,5% parku aut osobowych) oraz bariery wejścia na rynek bilansujący sprawiają, że gospodarstwa domowe nie uczestniczą bezpośrednio w zyskach z elastyczności. Wynagrodzenia za regulację popytu trafiają głównie do podmiotów przemysłowych, podczas gdy koszty bilansowania systemu rozkładają się na ogół odbiorców.

Autor: MJ

Źródło: 1.