Wytyczne Komisji dotyczące projektowania dwukierunkowych kontraktów różnicowych

Wytyczne Komisji dotyczące projektowania dwukierunkowych kontraktów różnicowych

(C/2025/6701)

(Dz.U.UE C z dnia 19 grudnia 2025 r.)

Spis treści

I. Wprowadzenie

II. Czym są kontrakty różnicowe? a. Definicja i główne zasady b. Kategorie kontraktów różnicowych c. Transgraniczne dwukierunkowe kontrakty różnicowe

III. Korzyści wynikające z inteligentniejszych kontraktów różnicowych a. Zmniejszenie kosztów inwestycji przez zwiększenie pewności cen b. Maksymalizacja wartości inwestycji przez zapewnienie efektywnego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego

c) Zmniejszenie ograniczeń produkcji energii ze źródeł odnawialnych za pomocą odpowiednich zachęt inwestycyjnych

d) Zmniejszenie kosztów energii przez przyciągnięcie na rynek dodatkowej czystej produkcji o niskich kosztach oraz wypieranie produkcji o wysokich kosztach opartej na paliwach kopalnych

IV. Ramy prawne

V. Inteligentne projektowanie 2w-CfD

VI. Indywidualne elementy projektu

a) Zapobieganie zakłóceniom zachowań oferentów na rynkach dnia następnego, dnia bieżącego, bilansujących i usług pomocniczych

b) Wspieranie podejmowania w sposób efektywny decyzji dotyczących konserwacji c. Zachęty do efektywnego uczestnictwa w rynku terminowym energii elektrycznej d. Maksymalizacja wartości inwestycji dla systemu elektroenergetycznego i konsumentów w UE

VII. Łączenie kontraktów różnicowych z umowami zakupu energii elektrycznej a. Czym są umowy zakupu energii elektrycznej? b. Połączenie 2w-CfD i PPA

VIII. Wnioski

ZAŁĄCZNIK I: Podsumowanie indywidualnych elementów projektu

ZAŁĄCZNIK II: Glosariusz

I. Wprowadzenie

Europejski system elektroenergetyczny przechodzi szybką transformację. Udział aktywów związanych z paliwami kopalnymi maleje, a czystą produkcję wprowadza się na dużą skalę, aby osiągnąć cele europejskiej polityki klimatyczno-energetycznej w zakresie dekarbonizacji, konkurencyjności i odporności. Transformacja ta w coraz większym stopniu opiera się na prywatnych inwestycjach w czyste źródła energii realizowanych na podstawie sygnałów rynkowych, ale w znacznym stopniu opiera się również na pomocy państwa. Chociaż ważne jest zwiększanie udziału inwestycji rynkowych, pomoc państwa nadal może być konieczna w przypadku wystąpienia niedoskonałości rynku oraz tam, gdzie niezbędne inwestycje nie zostałyby zrealizowane bez wsparcia państwa.

W wyniku reformy struktury rynku energii elektrycznej ¹  do rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej dodano art. 19d ² . Przepis ten wymaga, aby systemy bezpośredniego wsparcia cen dla inwestycji w niektóre rodzaje nowych jednostek wytwarzania energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych ³ , a także w nowe jednostki wytwarzania energii elektrycznej z energii jądrowej miały formę dwukierunkowych kontraktów różnicowych lub odpowiadających im systemów wywołujących te same skutki (2w-CfD). Zgodnie z art. 19d takie 2w-CfD trzeba projektować w taki sposób, aby uniknąć nadmiernych zakłóceń konkurencji i wymiany handlowej na rynku wewnętrznym. Obowiązkowe warunki uzupełniają istniejące ramy określone w dyrektywie w sprawie energii odnawialnej (RED III) ⁴  oraz zasady pomocy, takie jak Wytyczne w sprawie pomocy państwa na ochronę klimatu i środowiska oraz cele związane z energią (CEEAG) oraz ramy pomocy państwa na potrzeby Paktu dla czystego przemysłu (CISAF) ⁵ .

W Planie działania na rzecz przystępnej cenowo energii ⁶  jeszcze bardziej podkreślono rolę kontraktów długoterminowych, takich jak 2w-CfD, w obniżaniu kosztów energii elektrycznej i uniezależnieniu rachunków za energię elektryczną od zmienności cen paliw kopalnych oraz we wspieraniu dodatkowych inwestycji w technologie wytwarzania o niskich kosztach krańcowych.

Wspierając inwestycje w aktywa związane z czystą energią za pośrednictwem budżetu państwa, 2w-CfD mogą prowadzić do niższych hurtowych cen energii elektrycznej. Dzieje się tak, ponieważ czystsze i tańsze źródła wytwarzania energii zastępują w rankingu cenowym droższe elektrownie, głównie zasilane paliwami kopalnymi ⁷ . W rezultacie koszt krańcowy jednostki określającej cenę rynkową będzie niższy, co spowoduje spadek hurtowych cen energii elektrycznej. Dzięki wsparciu dla instalacji wytwórczych 2w-CfD mogą również przynieść konsumentom energii szereg korzyści, takich jak:

a) dostarczanie dodatkowej mocy wytwórczej z czystych źródeł po konkurencyjnych kosztach oraz

b) ograniczanie zmienności cen, przy jednoczesnym zabezpieczeniu konsumentów w okresach, gdy ceny energii elektrycznej są wysokie. W szczególności 2w-CfD określają maksymalne wynagrodzenie ich beneficjentów, a zatem umożliwią państwom członkowskim odzyskiwanie dochodów w okresach, gdy ceny energii elektrycznej są wysokie. W związku z tym, nawet jeżeli wolumeny energii elektrycznej o niskich kosztach wytwarzania nie są wystarczające do wyparcia droższego wytwarzania z rankingu cenowego, 2w-CfD stanowią zabezpieczenie dla konsumentów. Dochody przekraczające to

maksymalne wynagrodzenie mogą być redystrybuowane wśród konsumentów, skutecznie chroniąc ich przed wysokimi cenami energii. Ponadto 2w-CfD zapewniają inwestorom dużą pewność poprzez gwarantowanie stabilnych dochodów z nowych inwestycji w wytwarzanie energii elektrycznej, które stają się mniej zależne od zmiennych cen energii elektrycznej wynikających z wytwarzania energii z paliw kopalnych (które zazwyczaj kształtują cenę na rynku dnia następnego). W związku z tym 2w-CfD ułatwiają beneficjentom dostęp do kapitału po niższych kosztach finansowania (np. z niższymi stopami oprocentowania pożyczek i premiami z tytułu ryzyka), a tym samym obniżają koszty inwestycji. Prowadzi to do niższych rachunków za energię elektryczną dla konsumentów w porównaniu ze scenariuszem kontrfaktycznym. Ogólnie rzecz biorąc, dzięki tym instrumentom wprowadzanie obfitych zasobów czystej energii jest tańsze, a jednocześnie wspierają one długoterminową przewidywalność i przystępność cenową energii.

Biorąc pod uwagę rosnący udział aktywów wspieranych w ramach 2w-CfD oraz skalę inwestycji niezbędnych do osiągnięcia celów UE ⁸  w zakresie przystępności cenowej, dekarbonizacji i bezpieczeństwa energetycznego, kluczowe będzie inteligentne projektowanie tych kontraktów. Skuteczne funkcjonowanie europejskiego rynku energii elektrycznej, integracja wspieranych aktywów z rynkiem przy jednoczesnym utrzymaniu kosztów systemu pod kontrolą oraz wspieraniu konkurencji wymaga inteligentnego projektowania 2w-CfD.

Ponieważ prawidłowe zaprojektowanie tych kontraktów ma kluczowe znaczenie, aby wykorzystać wszystkie opisane powyżej korzyści, niniejszy dokument ma dać państwom członkowskim wytyczne dotyczące sposobu projektowania 2w-CfD w sposób wspierający efektywne inwestycje. Wytyczne te pomogą państwom członkowskim w projektowaniu ich systemów wsparcia w świetle istniejących ram regulacyjnych. Dostarczą one również przykładów tego, w jaki sposób można spełnić kryteria projektowania 2w-CfD określone w rozporządzeniu w sprawie energii elektrycznej i dyrektywie w sprawie energii odnawialnej. Nie mają one na celu przedstawienia wyczerpującego obrazu zgodności wszystkich możliwych cech projektu systemu 2w-CfD z przepisami UE ⁹ .

Chociaż Komisja zachęca państwa członkowskie do należytego uwzględnienia zasad określonych w wytycznych, niniejszy dokument ma charakter wyłącznie orientacyjny. Moc prawną ma tylko tekst aktów ustawodawczych UE. Wszelkie wiążące interpretacje prawa muszą wynikać z tekstu dyrektywy w sprawie energii odnawialnej i rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej, a także z wszelkich innych odpowiednich aktów ustawodawczych UE oraz bezpośrednio z orzecznictwa Trybunału Sprawiedliwości UE.

II. Czym są kontrakty różnicowe?

a) Definicja i główne zasady

Rozporządzenie w sprawie energii elektrycznej stanowi, że bezpośrednie wsparcie cen dla rodzajów instalacji wytwórczych czystej energii elektrycznej wymienionych w rozporządzeniu przyznaje się w formie 2w-CfD. Definiuje się je jako umowy między operatorem jednostki wytwarzania energii a kontrahentem, zazwyczaj podmiotem publicznym, które zapewniają zarówno ochronę minimalnego wynagrodzenia, jak i ograniczenie nadmiernego wynagrodzenia ¹⁰ . Okres obowiązywania 2w-CfD może wynosić od 10 do 60 lat, w zależności od technologii, okresu amortyzacji oraz ryzyka związanego z dochodami rynkowymi ¹¹ . Energia elektryczna wytwarzana przez jednostki wspierane w ramach 2w-CfD jest zazwyczaj przedmiotem obrotu na rynkach energii elektrycznej ¹² .

Inwestycje w aktywa związane z czystą energią za pomocą 2w-CfD między promotorem projektu a państwem zapewniają promotorowi projektu pewność dochodów. Ma to bezpośredni wpływ na obniżenie ryzyka inwestora, a tym samym obniża koszty kapitału. Przyciągając dodatkowe aktywa wytwórcze energii o niskich kosztach krańcowych, można wyprzeć jednostki wytwórcze o wyższych kosztach z rankingu cenowego, co prowadzi do obniżenia hurtowych cen energii.

Definicja zawarta w rozporządzeniu w sprawie energii elektrycznej umożliwia różne warianty projektowe i nastąpił znaczny rozwój takich kontraktów ¹³ . Należy oczekiwać, że te różne projekty 2w-CfD będą się dalej rozwijać wraz z dodatkowymi badaniami, wdrażaniem i rozwojem samej struktury europejskiego rynku energii elektrycznej. W związku z tym niniejszych wytycznych nie należy interpretować jako uniemożliwiających państwom członkowskim wybór innych projektów, pod warunkiem że są one zgodne z przepisami UE (w tym z zasadami pomocy państwa).

W praktyce przepływy finansowe w ramach 2w-CfD zależą od: kursu wykonania ¹⁴ , zazwyczaj ustalanego w drodze procedury przetargowej zgodnej z zasadami konkurencji ¹⁵ , referencyjnej ceny rynkowej i wolumenu referencyjnego. Procedura przetargowa zgodna z zasadami konkurencji jest najskuteczniejszym mechanizmem ustalania poziomu cen równowagi na podstawie czynników podaży i popytu, który prowadzi do obniżenia kosztów inwestycji ¹⁶ . Cenę referencyjną oblicza się przez uśrednienie cen rynkowych w okresach odniesienia, które mogą różnić się pod względem długości w zależności od wybranego projektu 2w-CfD. Wolumen wytwarzanej energii elektrycznej lub wolumen referencyjny oblicza się w celu ustalenia wolumenów, za które będzie wypłacane wynagrodzenie w ramach 2w-CfD. Ten wolumen referencyjny może odpowiadać wolumenowi energii elektrycznej faktycznie wyprodukowanej przez jednostkę, wolumenowi niezależnemu od wolumenu energii elektrycznej faktycznie wyprodukowanej przez jednostkę lub stanowić połączenie obu tych wolumenów ¹⁷ .

W większości projektów 2w-CfD wysokość wypłaty określa się na podstawie różnicy między kursem wykonania a ceną referencyjną oraz na podstawie wolumenu wytworzonej energii elektrycznej lub wolumenu referencyjnego. Jeżeli cena referencyjna jest niższa niż kurs wykonania, dochody rynkowe wytwórcy są uzupełniane przez kontrahenta 2w-CfD, aby osiągnąć poziom kursu wykonania. Jeżeli cena referencyjna jest wyższa niż kurs wykonania, wytwórca musi przekazać ¹⁸  część swoich dochodów przewyższającą kurs wykonania. Ilustruje to rys. 1 poniżej.

Rysunek 1: Dodatnie i ujemne wypłaty w ramach 2w-CfD

b) Kategorie kontraktów różnicowych

Na tym etapie można zdefiniować dwie główne kategorie 2w-CfD: 2w-CfD oparte na produkcji oraz 2w-CfD niezależne od produkcji. Kontrakty pierwszej kategorii określają wolumen referencyjny oraz płatności umowne na podstawie wolumenu energii elektrycznej wyprodukowanej przez beneficjenta. W przypadku kontraktów drugiej kategorii wolumen referencyjny, a tym samym płatności umowne, oddziela się od faktycznej produkcji i opiera na wskaźnikach związanych z potencjałem produkcyjnym instalacji lub produkcją zakładu referencyjnego. Poza kontraktami opartymi wyłącznie na produkcji oraz niezależnymi od produkcji możliwe są także hybrydowe 2w-CfD, łączące cechy obu typów kontraktów ¹⁹ . Na przykład 2w-CfD może być oparty na produkcji w okresach, w których nie oczekuje się, że system doprowadzi do zakłóceń ²⁰ , ale być niezależny od produkcji przez resztę czasu (np. gdy oczekuje się, że ceny na rynku energii elektrycznej będą niższe od kosztów krańcowych produkcji wspieranej instalacji).

W ostatnim dziesięcioleciu 2w-CfD oparte na produkcji były i pozostają obecnie najpowszechniejszym rodzajem 2w-CfD wdrażanych przez państwa członkowskie. W swojej najprostszej formie systemy te mogą zakłócać funkcjonowanie zachęt dla beneficjentów ²¹ , ponieważ skłaniają do maksymalizacji produkcji, niezależnie od powiązanej wartości tej produkcji dla systemu elektroenergetycznego, odzwierciedlanej przez dochody rynkowe. Na przykład mogą zachęcać producentów do:

i) maksymalizacji produkcji pomimo ogólnie nadmiernego wytwarzania energii elektrycznej i cen na rynkach dnia bieżącego lub rynkach bilansujących, gdy ceny rynkowe są niższe od kosztów krańcowych produkcji instalacji, lub ii) podejmowania decyzji inwestycyjnych, które maksymalizują wolumeny energii elektrycznej produkowanej przez instalację, ale nie maksymalizują wartości energii elektrycznej wytwarzanej na potrzeby systemu elektroenergetycznego. O ile nie nastąpi przejście na bardziej inteligentne projekty 2w-CfD, można oczekiwać, że te zakłócenia będą się nasilać. Przykładem takiego inteligentniejszego projektowania jest uwzględnienie braku zachęt do wytwarzania energii w okresach, w których wartość tej energii jest ujemna. Zazwyczaj można temu zaradzić, nie wypłacając wynagrodzenia za produkcję w godzinach, w których ceny są ujemne. Oczekuje się, że wzrośnie znaczenie segmentu rynku dnia bieżącego. W związku z tym zasadnicze znaczenie będzie miało uwzględnianie również negatywnych sygnałów cenowych przy określaniu kryteriów wynagrodzenia w ramach 2w-CfD. W związku z tym konieczne są lepsze projekty 2w-CfD, aby zminimalizować ogólne koszty transformacji energetycznej ponoszone przez konsumentów w rachunkach za energię.

2w-CfD niezależne od produkcji rozwiązują większość tych problemów. Ponieważ płatność na rzecz beneficjenta jest niezależna od faktycznego wytwarzania, beneficjenta zachęca się do dostosowania produkcji i zachowań rynkowych w celu maksymalizacji dochodów rynkowych. Zachęca to beneficjentów do eksploatacji instalacji w sposób zbliżony do tego, w jaki postępowałby operator pozbawiony wsparcia. W literaturze naukowej wyróżnia się różne rodzaje 2w-CfD niezależnych od produkcji. Różnią się one głównie sposobem określania wolumenu referencyjnego, który może na przykład opierać się na zdolności danego aktywa do produkcji w określonym czasie lub na produkcji (wirtualnej) elektrowni referencyjnej. Główne wyzwania związane z tym rodzajem 2w-CfD dotyczą ustalania wolumenów referencyjnych, co może wiązać się z większą złożonością, na przykład ze względu na konieczność wdrożenia złożonych zdolności w zakresie modelowania lub zapobiegania potencjalnemu ryzyku manipulowania ²² .

Ogólnie rzecz biorąc, usunięcie zakłóceń na rynku spowodowanych przez 2w-CfD wiąże się z pewnymi kompromisami. Na przykład poprawa zdolności reagowania na sytuację rynkową zmniejszy ogólne koszty systemu, tj. przyniesie ogólne korzyści konsumentom, ale może również zwiększyć indywidualne ryzyko utraty dochodów przez beneficjentów.

c) Transgraniczne dwukierunkowe kontrakty różnicowe

Projektowanie transgranicznych 2w-CfD - które do tej pory były rzadko stosowane, ale oczekuje się, że będą w coraz większym stopniu wykorzystywane do współpracy w zakresie wymiany transgranicznej - powinno zasadniczo przebiegać podobnie, jak w przypadku innych 2w-CfD, a zatem zgodnie z mającymi zastosowanie ramami prawnymi i zasadami projektowania opisanymi w niniejszym dokumencie. Różnica w porównaniu z 2w-CfD projektowanymi zgodnie z niniejszymi wytycznymi polega jednak na tym, że projekt transgranicznych 2w-CfD obejmuje przyjmujące państwo członkowskie i co najmniej jedno państwo członkowskie wnoszące wkład finansowy.

Państwa członkowskie uczestniczące w transgranicznych 2w-CfD mogą stosować różne poziomy pogłębionej współpracy. Na najmniej zaawansowanym poziomie współpracy przyjmujące państwo członkowskie może jednostronnie opracować i wdrożyć system oraz otrzymać wkłady finansowe od współpracującego państwa członkowskiego.

Na średnim poziomie współpracy transgraniczny 2w-CfD jest projektowany wspólnie z wnoszącym wkład państwem członkowskim, ale jego wdrożenie pozostawia się przyjmującemu państwu członkowskiemu. Ten wspólny projekt może być specyficzny dla danego projektu lub może stanowić projekt ramowy dla grupy projektów.

Ponadto transgraniczne 2w-CfD mogą być projektowane i wdrażane wspólnie przez państwa przyjmujące i państwa członkowskie wnoszące wkład. Również w tym przypadku współpraca ta może dotyczyć konkretnego projektu lub stanowić umowę ramową w odniesieniu do szeregu projektów.

III. Korzyści wynikające z inteligentniejszych kontraktów różnicowych

Komisja Europejska zaproponowała cel klimatyczny na 2040 r. zakładający redukcję emisji gazów cieplarnianych netto o 90 % w porównaniu z poziomami z 1990 r. ²³  Głównym motorem transformacji energetycznej jest elektryfikacja przy założeniu pełnej dekarbonizacji systemu elektroenergetycznego do 2040 r. Oczekuje się, że udział energii elektrycznej w zużyciu energii końcowej wzrośnie z około 30 % w 2030 r. do ponad 45 % do 2040 r. ²⁴  Aby osiągnąć takie poziomy, w nadchodzących latach konieczne będą duże inwestycje w nowe elektrownie, szacowane na około 140 mld EUR rocznie tylko w ciągu następnych dziesięciu lat ²⁵ . Aby zmaksymalizować wartość inwestycji w nowe instalacje wytwórcze dla europejskich konsumentów przez zwiększenie odporności systemu elektroenergetycznego, muszą one być wystarczająco zróżnicowane. Ponadto instalacje muszą mieć dostęp do solidnej sieci elektroenergetycznej i być uzupełniane zasobami elastyczności niezwiązanej z paliwami kopalnymi. Dalszy rozwój sygnałów lokalizacyjnych umożliwi ponadto skuteczne funkcjonowanie tego systemu i pozwoli na kierowanie taniej energii elektrycznej wytwarzanej za pomocą czystych aktywów wytwórczych tam, gdzie i kiedy jest ona najbardziej potrzebna konsumentom.

W tym kontekście inteligentniejsze kontrakty różnicowe mogą przyczynić się do obniżenia ogólnych kosztów systemu elektroenergetycznego na kilka sposobów w porównaniu ze scenariuszem kontrfaktycznym, w którym kontrakty nie są projektowane w sposób inteligentny lub nie są oferowane.

a) Zmniejszenie kosztów inwestycji przez zwiększenie pewności cen

Zwrot kosztów ponoszonych przez inwestorów poprzez obrót krótkoterminowymi produktami rynku energii elektrycznej wiąże się z ryzykiem. Dotyczy to w szczególności źródeł odnawialnych, które są zależne od warunków pogodowych i których produkcja może być silnie skorelowana w ramach każdej grupy technologicznej. Umowy długoterminowe z podmiotami prywatnymi (np. umowy PPA po stałej cenie) lub takie jak 2w-CfD wspierane przez państwo mogą tym samym ograniczyć ryzyko rynkowe inwestorów, chroniąc jednocześnie konsumentów energii elektrycznej przed skutkami zmienności cen rynkowych. Koszt kapitału jest jednym z największych kosztów nowych inwestycji w energię, ponieważ aktywa charakteryzują się wysokimi nakładami inwestycyjnymi (CAPEX) i niskimi kosztami operacyjnymi (OPEX). Dzięki zapewnieniu minimalnego poziomu ochrony wynagrodzenia zabezpieczonego gwarancją państwową, 2w-CfD ułatwiają dostęp do tańszego kapitału w porównaniu z inwestycjami na wolnym rynku, a tym samym skutecznie obniżają koszty wytwarzania energii elektrycznej. Na przykład wspieranie nowych inwestycji za pośrednictwem 2w-CfD na morską energię wiatrową mogłoby obniżyć koszty kapitału o 3,7-5 punktów procentowych w porównaniu z projektem, który nie otrzymał wsparcia ze strony państwa ²⁶ .

b) Maksymalizacja wartości inwestycji przez zapewnienie efektywnego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego

Biorąc pod uwagę oczekiwaną coraz większą rolę, jaką 2w-CfD będą odgrywać we wspieraniu inwestycji, właściwe zaprojektowanie tych systemów wsparcia ma zatem kluczowe znaczenie do zapewnienia efektywnego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. Zwiększenie zdolności reagowania na sytuację rynkową przez instalacje wytwórcze objęte 2w-CfD w porównaniu z wcześniej zatwierdzonymi systemami mogłoby: (i) lepiej odzwierciedlać korzyści wynikające z mocy wytwórczej w stosunku do ogólnych kosztów systemu, (ii) zwiększyć efektywność systemu oraz (iii) ostatecznie obniżyć koszty systemu energetycznego. Na przykład w ostatnich latach gwałtownie wzrosła częstotliwość występowania cen ujemnych (z 0 do 465 godzin na niderlandzkim rynku dnia następnego w latach 2018-2024 ²⁷ ), co zwiększyło zmienność i niepewność cen, prowadząc do zwiększonego zapotrzebowania na wsparcie państwa dla instalacji wytwórczych i na mechanizmy bilansujące. W związku z tym ważne jest, aby systemy wsparcia właściwe zachęcały do dostosowywania wytwarzanej energii do poziomów cen rynkowych oraz aby podejmowano optymalne decyzje dotyczące lokalizacji i technologii w celu maksymalizacji dochodów rynkowych i uniknięcia tych przypadków ²⁸ . Biorąc pod uwagę zwiększone wolumeny obrotu na rynku dnia bieżącego (+53 % w 2024 r. w porównaniu z 2023 r.) ²⁹  oraz wzrost kosztów bilansowania ³⁰ , odpowiednie zachęty dla instalacji wytwórczych do reagowania na rynki dnia bieżącego i rynki bilansujące są niezbędne do zapewnienia efektywności systemu i zminimalizowania kosztów społecznych. W systemach wsparcia zatwierdzonych w ostatnich latach w coraz większym stopniu brano pod uwagę reagowanie na sygnały cenowe na rynku dnia następnego. Reagowanie na sytuację na rynku dnia bieżącego i rynku bilansującym jest jednak bardzo słabe, co prowadzi do poważnych zakłóceń. Jedną z oznak tego stanu rzeczy jest wzrost liczby godzin utrzymywania się ceny ujemnej na rynkach dnia bieżącego: w 2024 r. w Niemczech ceny na rynkach dnia bieżącego były ujemne w przypadku 13 % godzin, natomiast ceny na rynku dnia następnego były dodatnie ³¹ .

c) Zmniejszenie ograniczeń produkcji energii ze źródeł odnawialnych za pomocą odpowiednich zachęt inwestycyjnych

Kolejną korzyścią płynącą z dobrze zaprojektowanego kontraktu różnicowego jest to, że zmniejsza on ograniczenia wytwarzania energii wynikające z ograniczeń sieciowych. W obecnym systemie operator systemu może nakładać na instalację wytwórczą ograniczenia produkcji energii i zostanie ona zrekompensowana za pomocą mechanizmu redysponowania. Przyczyny takiego ograniczania są zazwyczaj związane z ograniczeniami przesyłowymi w sieci.

Ten system redysponowania nie zachęca inwestorów wytwarzających energię elektryczną do umieszczania instalacji na obszarach o niewielkich ograniczeniach przesyłowych, blisko miejsc o wysokim zapotrzebowaniu na energię elektryczną oraz tam, gdzie sieć jest gotowa przyjąć nowe moce wytwórcze. Nie zachęca ich również do podejmowania decyzji technologicznych, które doprowadziłyby do lepszej integracji nowych aktywów z systemem elektroenergetycznym, na przykład przez ograniczenie udziału beneficjentów w powstawaniu ograniczeń przesyłowych. Należy zatem poprawić zachęty lokalizacyjne dla nowych inwestycji, aby zmaksymalizować korzyści płynące z energii odnawialnej dla systemu energetycznego. Może to uzupełnić podobne zachęty lokalizacyjne w opłatach sieciowych.

Wspólne Centrum Badawcze Komisji szacuje, że do 2040 r. koszty redysponowania w UE mogą wzrosnąć do 100 mld EUR rocznie ³² . Jeżeli system elektroenergetyczny nie stanie się bardziej elastyczny i jeżeli nie wzrośnie zapotrzebowanie na energię elektryczną, nie zostaną wprowadzone dodatkowe zachęty lokalizacyjne ani nie zostaną rozbudowane nowe aktywa sieciowe, produkcja energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych będzie coraz częściej ograniczana, co dodatkowo pogłębi problemy związane z ograniczeniami przesyłowymi.

d) Zmniejszenie kosztów energii przez przyciągnięcie na rynek dodatkowej czystej produkcji o niskich kosztach oraz wypieranie produkcji o wysokich kosztach opartej na paliwach kopalnych

2w-CfD prawdopodobnie przyciągną dodatkowe inwestycje w czyste instalacje wytwórcze o niskich kosztach operacyjnych. Te dodatkowe inwestycje umożliwią obniżenie hurtowych cen energii elektrycznej przez wyparcie z rankingu cenowego droższych aktywów wytwórczych, głównie zasilanych paliwami kopalnymi. Ponadto nawet jeżeli to instalacje wytwórcze o wysokich kosztach ustalają hurtową cenę energii elektrycznej, 2w-CfD pełnią rolę instrumentu oddzielającego rachunki za energię elektryczną od zmiennych kosztów paliw kopalnych. Dzięki ustaleniu maksymalnego wynagrodzenia dla wspieranych instalacji 2w-CfD umożliwiają państwom członkowskim odzyskanie dochodów w okresach, gdy ceny energii elektrycznej są wysokie. Dochody przekraczające to maksymalne wynagrodzenie mogą być redystrybuowane wśród konsumentów, co skutecznie chroni ich przed wysokimi cenami energii.

W świetle danych liczbowych i elementów opisanych w niniejszej sekcji konieczne jest udoskonalenie zachęt do lokalizowania instalacji na obszarach o niewielkich ograniczeniach przesyłowych, czyli na obszarach o niskim ryzyku ograniczenia produkcji energii. Zmniejszy to ogólne koszty systemu elektroenergetycznego oraz przyniesie korzyści konsumentom i producentom w UE.

IV. Ramy prawne

Zgodnie z dorobkiem prawnym UE w dziedzinie energii ³³  projektowanie 2w-CfD musi spełniać szczególne kryteria. Odpowiednie ramy prawne w tym względzie określono w art. 4 dyrektywy w sprawie energii odnawialnej (dyrektywa (UE) 2018/2001) ³⁴  oraz w art. 19d i 19a rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej (rozporządzenie (UE) 2019/943) ³⁵ .

W art. 19d ust. 1 rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej wymaga się, aby systemy bezpośredniego wsparcia cen dla inwestycji w odniesieniu do wytwarzania energii elektrycznej z nowych źródeł odnawialnych ³⁶  lub energii jądrowej miały formę 2w-CfD od dnia 17 lipca 2027 r. (lub 17 lipca 2029 r. w przypadku instalacji do produkcji energii z morskich źródeł odnawialnych połączonych hybrydowymi połączeniami międzysystemowymi). Stanowi on ponadto, że udział uczestników rynku w takich systemach powinien być dobrowolny.

W art. 4 dyrektywy w sprawie energii odnawialnej i art. 19d rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej nie przewidziano obowiązku stosowania jednego konkretnego rodzaju 2w-CfD. Wymagają one jednak zgodności z określonymi zasadami projektowania.

W art. 4 dyrektywy w sprawie energii odnawialnej określono pewne zasady projektowania systemów wsparcia na rzecz energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych. W szczególności wymaga się w nim, aby takie systemy wsparcia zachęcały do wprowadzania energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych na rynek energii elektrycznej w sposób rynkowy i reagujący na sytuację rynkową, przy unikaniu niepotrzebnych zakłóceń rynków energii elektrycznej i z uwzględnieniem ewentualnych kosztów włączenia do systemu oraz stabilności sieci. Art. 4 dyrektywy w sprawie energii odnawialnej zawiera również wymóg projektowania systemów wsparcia w taki sposób, aby maksymalnie zwiększyć wprowadzanie energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych na rynek energii elektrycznej i doprowadzić do tego, by producenci energii odnawialnej reagowali na sygnały cenowe z rynku i maksymalizowali swoje dochody rynkowe. Wsparcie to musi być udzielane w sposób otwarty, przejrzysty, konkurencyjny, niedyskryminacyjny i racjonalny pod względem kosztów. W art. 19d rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej dodano dalsze informacje szczegółowe na temat elementów projektowania 2w-CfD i rozszerzono te ramy na wytwarzanie energii jądrowej. Celem tych nowych przepisów jest poprawa zachowania zdolności reagowania na sytuację rynkową systemów wsparcia w formie 2w-CfD.

W art. 19d ust. 2 lit. a) i b) rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej wyjaśniono, że 2w-CfD muszą prowadzić do tego, aby wspierane instalacje działały w sposób reagujący na sytuację rynkową, natomiast w art. 19d ust. 2 lit. e) i art. 19d ust. 5 tego rozporządzenia określono warunki wykorzystania przez państwo dochodów pochodzących z mechanizmu wycofania. W art. 19a ust. 5 i 6 rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej wyjaśniono możliwe wzajemne oddziaływanie między 2w-CfDymi kontraktami różnicowymi a PPA. Art. 19d rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej zawiera również przepisy dotyczące unikania nieuzasadnionych zakłóceń konkurencji i wymiany handlowej na rynku wewnętrznym (art. 19d ust. 2 lit. d), poziomu ochrony wynagrodzenia (art. 19d ust. 2 lit. c)), klauzul dotyczących kar w przypadku wcześniejszego rozwiązania umowy (art. 19d ust. 2 lit. f)) oraz prawa państw członkowskich do zwolnienia małych instalacji z obowiązku przestrzegania przepisów określonych w art. 19d ust. 1 rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej (art. 19d ust. 6).

W art. 26 rozporządzenia (UE) 2024/1735 ³⁷  wymaga się, aby niektóre kryteria pozacenowe stosowano w odniesieniu do 30 % wolumenu aukcji mających na celu wdrażanie odnawialnych źródeł energii rocznie na państwo członkowskie (lub do co najmniej 6 GW rocznie na państwo członkowskie). Te kryteria pozacenowe obejmują: (i) kryteria wstępnej kwalifikacji dotyczące odpowiedzialnego prowadzenia działalności gospodarczej, cyberbezpieczeństwa i bezpieczeństwa danych oraz zdolności do realizacji; (ii) a także kryteria wstępnej kwalifikacji lub kryteria wyboru dotyczące wkładu aukcji w zrównoważony rozwój i odporność. Doprecyzowano je w rozporządzeniu wykonawczym Komisji (UE) 2025/1176 ³⁸ . Jeżeli państwo członkowskie zdecyduje, że 2w-CfD będzie stanowił część 30 % wolumenu aukcji mających na celu wdrażanie odnawialnych źródeł energii, należy uwzględnić powyższe kryteria pozacenowe.

Systemy te należy zatwierdzać zgodnie z zasadami pomocy państwa. W przypadku instalacji wytwarzających energię ze źródeł odnawialnych w większości przypadków stosuje się CEEAG oraz niedawno zatwierdzone CISAF. W przypadku obiektów jądrowych analizę przeprowadza się bezpośrednio na podstawie art. 107 i 108 TFUE.

W praktyce, w szczególności wdrożenie wymogów dotyczących zdolności reagowania na sytuację rynkową oraz połączenie 2w-CfD z PPA wzbudziło wątpliwości natury praktycznej. W związku z tym niniejszy dokument zawiera wytyczne dotyczące projektowania 2w-CfD, które są zgodne z wymogami, oraz ich potencjalnego łączenia z PPA. Zapewnia to większą jasność co do wymogów, które 2w-CfD muszą spełniać, aby były zgodne z prawem UE.

V. Inteligentne projektowanie 2w-CfD

Ze względu na długi okres obowiązywania 2w-CfD oraz w kontekście ogromnych inwestycji niezbędnych do osiągnięcia celów klimatycznych na lata 2030, 2040 i 2050 projektowanie tych kontraktów musi umożliwiać realizację niezbędnych inwestycji, zapewniać, by udzielone wsparcie nie powodowało zakłóceń w funkcjonowaniu rynków energii elektrycznej oraz gwarantować skuteczną integrację instalacji z systemem elektroenergetycznym.

Po pierwsze, instalacje wytwarzające energię wspierane w ramach 2w-CfD muszą mieć możliwość skutecznego działania i uczestnictwa w rynkach energii elektrycznej. Zachęty mające na celu zapewnienie zdolności wspieranych instalacji do reagowania na sytuację rynkową okazały się kluczowym elementem projektowania 2w-CfD. Konieczne jest zatem, aby zgodnie z ramami prawnymi ten element projektu znalazł się w centrum wszystkich przyszłych systemów 2w-CfD.

Po drugie, kolejnym ważnym aspektem nie tylko systemów wsparcia na rzecz odnawialnych źródeł energii, lecz również polityki w zakresie energii jądrowej w następnym dziesięcioleciu jest dalsze propagowanie wdrażania tych systemów po jak najniższych kosztach dla społeczeństwa. Wymaga to ograniczenia zakresu kanibalizacji dochodów ³⁹  lub ograniczenia ogólnych kosztów systemu (np. wydatków na sieć, kosztów elastyczności, kosztów bezpieczeństwa dostaw lub kosztów redysponowania). Można to osiągnąć dzięki propagowaniu rodzajów instalacji o wysokiej wartości dla systemu, w tym instalacji hybrydowych łączących wiele technologii (np. OZE i magazynowanie), oraz przez priorytetowe traktowanie ich rozwoju w lokalizacjach, które maksymalizują ich wkład w system elektroenergetyczny.

Aby osiągnąć oba cele, niezbędne jest projektowanie 2w-CfD w sposób zapewniający zdolność wspieranych aktywów do reagowania na sytuację rynkową. Oznacza to, oprócz zachowania zgodności z ramami prawnymi, znalezienie równowagi między zmniejszeniem ogólnego ryzyka beneficjenta do zrównoważonego poziomu a przeniesieniem niektórych rodzajów ryzyka inwestycyjnego na państwo. Niektórymi rodzajami ryzyka mogą lepiej zarządzać beneficjenci 2w-CfD (np. decyzje dotyczące terminów przeprowadzania konserwacji instalacji). Aby osiągnąć ten cel, to, jakie cechy projektu będą najbardziej odpowiednie, może zależeć od wielu czynników, takich jak: (i) wspierane technologie wytwarzania; (ii) płynność odpowiedniego hurtowego rynku energii elektrycznej; (iii) poziom ograniczeń przesyłowych w sieci w obszarach rynkowych państw członkowskich; oraz (iv) modele wytwarzania i zużycia w obszarach rynkowych. Aby ograniczyć ryzyko związane z dochodami beneficjenta, państwa członkowskie mogą projektować swoje 2w-CfD w taki sposób, aby ograniczyć ryzyko cenowe ⁴⁰  lub ryzyko związane z wolumenem ⁴¹ . Ograniczenie zarówno ryzyka cenowego, jak i ryzyka związanego z wolumenem ma zasadnicze znaczenie dla ograniczenia kosztów finansowania (a tym samym kosztów kapitału) ponoszonych przez beneficjentów. Wypracowanie zrównoważonego podejścia do tych kompromisów ma zatem zasadnicze znaczenie dla ograniczenia bezpośrednich i pośrednich kosztów związanych z 2w-CfD oraz maksymalizacji ich korzyści zarówno dla konsumentów energii elektrycznej, jak i podatników.

Zgodnie z art. 19d ust. 2 lit. a) i b) rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej 2w-CfD powinny zachować zachęty dla porównywalnych wytwórców nieobjętych wsparciem lub, w stosownych przypadkach, osób trzecich, aby łącznie przyczyniać się do realizacji celów opisanych poniżej:

1. Wytwarzanie energii elektrycznej w celu zaspokojenia potrzeb systemu

Zachowanie rynkowe w odpowiedzi na sygnały cenowe prowadzi do efektywnego wykorzystania zasobów i odzwierciedla potrzeby systemu. Na przykład w momentach dostępności znacznej ilości energii elektrycznej, sygnalizowanych zerowymi lub ujemnymi cenami rynkowymi, dodatkowe wolumeny wytworzonej energii elektrycznej będą wywierać dodatkową presję na system, co doprowadzi do wzrostu kosztów systemu. Aby wchłonąć te dodatkowe wolumeny, należy uelastycznić system elektroenergetyczny, w szczególności przez rozwój magazynowania i odpowiedzi odbioru, co zwiększy stabilność cen. Podobnie jak instalacje, które działają w warunkach rynkowych, aktywa wytwórcze wspierane w ramach 2w-CfD powinny zatem zachować zachęty do reagowania na sygnały cenowe, zapewniając, by wytworzona energia elektryczna wnosiła wartość do systemu elektroenergetycznego. Podobnie w okresach niedoboru beneficjentów należy zachęcać do maksymalizacji produkcji przez umożliwienie im generowania dodatkowych zysków.

2. Podejmowanie optymalnych decyzji inwestycyjnych w celu wspierania skutecznej integracji systemu

Potencjalni beneficjenci 2w-CfD będą musieli podjąć decyzje inwestycyjne, aby zbudować nowe instalacje. Decyzje te mogą dotyczyć na przykład lokalizacji instalacji, liczby aktywów w instalacji lub ich mocy znamionowej (np. w drodze decyzji o instalowaniu nadmiernych mocy), ich orientacji, ewentualnego wprowadzenia inwestycji zwiększających elastyczność oraz innych wyborów technologicznych. Wpływ takich decyzji na system elektroenergetyczny może być znaczący i - ze względu na czas trwania 2w-CfD oraz przewidywaną żywotność wspieranych instalacji - ma skutki długoterminowe. Beneficjentów 2w-CfD należy zatem zachęcać do podejmowania decyzji zgodnie z najlepszymi prognozami potrzeb systemu. Na przykład panele fotowoltaiczne należy orientować w sposób maksymalizujący ich wartość dla systemu.

Jednocześnie należy efektywnie opracowywać rozwiązania zwiększające elastyczność, aby zapewnić możliwość wchłonięcia wytworzonej energii elektrycznej przez system elektroenergetyczny. Można to również odzwierciedlić tworząc zachęty dla beneficjenta m.in. do projektowania sprzętu zapewniającego efektywny ekonomicznie poziom elastyczności systemu elektroenergetycznego i do inwestowania w taki sprzęt, na przykład umożliwiając modulowanie mocy wyjściowej elektrowni jądrowych ⁴² . Beneficjentów można by zachęcać do podejmowania decyzji o instalowaniu nadmiernych mocy, do zawierania umów przyłączenia do sieci dla poziomu mocy niższego od mocy zainstalowanej lub do koncentracji turbin wiatrowych w określonej lokalizacji, mimo że wydajność zmniejsza się ze względu na strumień nadążający.

3. Oferowanie usług pomocniczych i usług zarządzania ograniczeniami przesyłowymi ⁴³

W rozporządzeniu w sprawie energii elektrycznej pierwszeństwo przyznaje się świadczeniu usług na zasadach rynkowych, jak określono w art. 3. W związku z tym 2w-CfD powinny zachować zachęty finansowe dla beneficjenta do korzystania z instalacji w celu świadczenia usług pomocniczych i usług zarządzania ograniczeniami przesyłowymi, zgodnie z możliwościami technicznymi instalacji wytwórczej.

4. Przeprowadzanie konserwacji w odpowiednich terminach, z uwzględnieniem potrzeb systemu elektroenergetycznego

Konserwację należy planować zgodnie z potrzebami systemu. Oznacza to między innymi utrzymanie zachęt dla beneficjenta do planowania konserwacji w oparciu o koszty konserwacji i utracone dochody rynkowe. Jest to konieczne, aby zapewnić dostępność wytwarzania energii elektrycznej o niskich kosztach, gdy jest ona najbardziej potrzebna do obniżenia hurtowych cen energii elektrycznej, na przykład w okresach niedoboru.

5. Oferowanie swojej produkcji po koszcie krańcowym, z uwzględnieniem ograniczeń technicznych

Podobnie jak w warunkach konkurencyjnych, oczekuje się, że beneficjenci będą oferować swoją produkcję po kosztach krańcowych; 2w-CfD nie powinien ich zachęcać do oferowania produkcji poniżej kosztów krańcowych. W szczególności beneficjenci nie powinni otrzymywać żadnego wsparcia na rzecz produkcji energii elektrycznej w okresach, w których wartość rynkowa tej produkcji jest ujemna ⁴⁴ .

Do celów niniejszego dokumentu przyjmuje się, że koszt krańcowy energii elektrycznej z energii słonecznej i wiatrowej wynosi zero ⁴⁵ . W związku z tym niezwykle ważne jest, aby nie wspierać tych technologii, gdy wartość rynkowa wytworzonej energii elektrycznej jest ujemna. Z kolei niektóre technologie - takie jak elektrownie jądrowe - wiążą się z kosztami krańcowymi. W przypadku tych aktywów samo wstrzymanie wsparcia na rzecz produkcji energii elektrycznej w okresach ujemnych cen rynkowych nie wystarcza, aby oferowały one swoją produkcję po kosztach krańcowych. W związku z tym w przypadku takich aktywów, posiadających zdolność dysponowania w górę i w dół, wsparcia nie należy również udzielać na produkcję w godzinach, w których wartość rynkowa wytworzonej energii elektrycznej jest niższa od kosztów krańcowych produkcji. Obejmuje to zarówno bezpośrednie koszty produkcji, jak i koszty ograniczeń technicznych, takich jak koszty rampowania lub koszty alternatywne uczestnictwa w innych segmentach rynku lub w innych okresach.

6. Zapewnienie, aby beneficjenci efektywnie uczestniczyli w różnych segmentach rynku energii elektrycznej, realizując strategię maksymalizacji zysków

Uczestnicy rynku dążą do maksymalizacji zysków w różnych przedziałach czasowych rynku, takich jak przedziały czasowe rynku dnia następnego, dnia bieżącego i bilansowania. Ponieważ cechy projektu 2w-CfD (takie jak definicja ceny referencyjnej) mogą zachęcać uczestników rynku do prowadzenia obrotu wyłącznie w określonych segmentach rynku, kontrakty te należy zaprojektować w taki sposób, aby zachować odpowiednie zachęty ekonomiczne dla jednostki wytwarzania energii do działania i efektywnego uczestnictwa we wszystkich przedziałach czasowych rynków energii elektrycznej.

7. Zapewnienie minimalnego wpływu na płynność rynków terminowych energii elektrycznej ⁴⁶

W zależności od danej technologii rynki terminowe mogą odgrywać ważną rolę w zabezpieczaniu się uczestników rynku przed zmiennością cen. Ponieważ 2w-CfD pełnią też funkcję zabezpieczającą, ich stosowanie może powodować ryzyko ograniczenia płynności na rynkach terminowych. Taka płynność jest bardzo ważna, aby umożliwić uczestnikom rynku zabezpieczenie się przed narażeniem na ryzyko cenowe ⁴⁷ . W związku z tym, w stosownych przypadkach 2w-CfD powinny gwarantować stałe zachęcanie wspieranych instalacji do efektywnego uczestnictwa w rynku terminowym energii elektrycznej.

8. Wspieranie sprawiedliwego i niepowodującego zakłóceń podziału dochodów w ramach 2w-CfD

Zgodnie z art. 19d ust. 5 rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej, w przypadku gdy ceny energii elektrycznej są wyższe od kursu wykonania określonego w 2w-CfD państwa członkowskie mają możliwość podziału dochodów objętych mechanizmem wycofania między końcowych odbiorców, pod warunkiem że:

i. można uniknąć "zakłóceń konkurencji i wymiany handlowej na rynku wewnętrznym wynikających z rozdziału dochodów do przedsiębiorstw". oraz

ii. "[p]odział dochodów między końcowych odbiorców jest zaprojektowany w taki sposób, aby zachować zachęty dla odbiorców do zmniejszania zużycia energii elektrycznej lub przenoszenia go na okresy, w których ceny energii elektrycznej są niskie, oraz aby nie osłabiać konkurencji między dostawcami energii elektrycznej".

Alternatywnie można również wykorzystać wpływy z 2w-CfD do finansowania kosztów systemów bezpośredniego wsparcia cen lub inwestycji zmniejszających koszty energii elektrycznej dla końcowych odbiorców, takich jak systemy OZE lub systemy wsparcia niezwiązane z paliwami kopalnymi, z zastrzeżeniem zasad pomocy państwa.

Ponadto przydział 2w-CfD w drodze procedury przetargowej zgodnej z zasadami konkurencji, otwartej, przejrzystej i niedyskryminującej, obniża koszty rozwoju mocy wytwórczej i powoduje, że kursy wykonania określone w 2w-CfD odzwierciedlają długoterminową wartość wytworzonej energii elektrycznej dla systemu elektroenergetycznego. Zasady pomocy państwa i przepisy sektorowe zazwyczaj narzucają przydział 2w-CfD w drodze procedur przetargowych zgodnych z zasadami konkurencji.

VI. Indywidualne elementy projektu

Komisja przyznaje, że istnieje wiele możliwych rozwiązań projektowych. Państwa członkowskie zachowują swobodę w zakresie projektowania 2w-CfD w obowiązujących ramach prawnych. Biorąc jednak pod uwagę potencjalne korzyści z dobrze zaprojektowanych 2w-CfD (jak przedstawiono w sekcji III), oraz związane z tym wyzwania (przedstawione w sekcji IV), Komisja uważa, że potrzeba opracować wytyczne dotyczące sposobu identyfikacji elementów projektu 2w-CfD zgodnych z przepisami UE. Chociaż 2w-CfD z natury zapewniają inwestorom wysoki stopień pewności, a tym samym niższe koszty inwestycji w porównaniu z systemami na wolnym rynku, inne korzyści podkreślone w sekcji III będą wymagały inteligentnego projektowania 2w-CfD. W szczególności zasady projektowania określone w podsekcjach a.-c. będą kluczowe do zapewnienia efektywnego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, natomiast zasada projektowania określona w podsekcji d. pomoże zmniejszać ograniczenia w produkcji energii ze źródeł odnawialnych. Prawidłowe wdrożenie tych zasad projektowania zmniejszy ogólne koszty dla konsumentów w związku z przejściem na system czystej energii elektrycznej. Aby sprostać wyzwaniom opisanym w sekcji V, w niniejszej sekcji opracowano cztery główne elementy projektu. W ramach procesu zatwierdzania pomocy państwa w odniesieniu do systemów wsparcia w formie 2w-CfD Komisja oceni każdą z kwestii przedstawionych w poniższych podsekcjach. W związku z tym projektowanie 2w-CfD w sposób uwzględniający zalecenia opracowane w każdej z tych podsekcji ułatwi i przyspieszy ocenę tych systemów wsparcia.

a) Zapobieganie zakłóceniom zachowań oferentów na rynkach dnia następnego, dnia bieżącego, bilansujących i usług pomocniczych

2w-CfD muszą być zaprojektowane w sposób, który nie zniekształca zachowań oferentów będących beneficjentami. Wynika to z faktu, że ceny na rynku energii elektrycznej zapewniają ważne sygnały dotyczące stanu systemu elektroenergetycznego. Zawierają one informacje dotyczące lokalizacji (zazwyczaj w podziale na obszary rynkowe) oraz element czasowy (w odniesieniu do podstawowego okresu handlowego, który może wynosić nawet 15 minut w przypadku rynków kasowych lub rok w przypadku produktów terminowych). Ceny ujemne odzwierciedlają sytuację nadmiernego

wytwarzania, biorąc pod uwagę istniejący popyt na danym obszarze rynkowym w danym czasie. W czasie występowania cen ujemnych wytwórców zachęca się do zmniejszenia lub wstrzymania produkcji, co w konkretnej sytuacji wspiera system, ponieważ ceny ujemne są sygnałem nadmiernego wytwarzania energii, której system nie może wchłonąć. W związku z tym niezwykle ważne jest, aby 2w-CfD nie eliminowały tych zachęt poprzez zmianę zachowań oferentów będących beneficjentami 2w-CfD, a tym samym nie zakłócały funkcjonowania systemu elektroenergetycznego i nie zwiększały kosztów ponoszonych przez konsumentów.

Państwa członkowskie nie tylko powinny unikać zachęcania beneficjentów w jakichkolwiek sposób do produkcji energii elektrycznej, gdy ceny są ujemne, ale powinny również zachęcać beneficjentów do składania ofert po kosztach krańcowych produkcji ⁴⁸ . W związku z tym w okresach, w których ceny rynkowe są niższe od kosztów krańcowych produkcji lub ujemne, w ramach 2w-CfD nie należy wynagradzać beneficjenta za jego produkcję energii elektrycznej. Można jednak nadal zapewnić wynagrodzenie niezależne od faktycznej produkcji, ponieważ to wynagrodzenie przyznaje się niezależnie od tego, czy elektrownie beneficjenta wyprodukowały energię elektryczną. Takie wynagrodzenie powinno odpowiednio zachęcać do składania ofert mimo ekspozycji na dochody lub koszty rynkowe w przypadku cen ujemnych. Co ważne, aby uniknąć zniekształcania procesu składania ofert, wynagrodzenie to nie może zatem zależeć od decyzji beneficjenta o wytwarzaniu energii lub zaniechaniu go. Takie wynagrodzenie może być wypłacane za konkretne podstawowe okresy handlowe, które są problematyczne (np. z cenami ujemnymi), albo może zostać dostosowane w celu zwiększenia dochodów uzyskiwanych za nieproblematyczne podstawowe okresy handlowe (np. te, w przypadku których ceny są dodatnie i przekraczają koszt krańcowy produkcji odpowiednich instalacji).

Potrzebne są również zachęty do maksymalizacji produkcji w okresach wysokich cen, zwłaszcza w przypadku sterowalnych aktywów wytwórczych ⁴⁹ , w tym elektrowni jądrowych lub hybrydowych instalacji wytwarzania i magazynowania energii ze źródeł odnawialnych. Wynika to z faktu, że te elektrownie i instalacje hybrydowe mogą wytwarzać energię "na żądanie", wspierając system w okresach niedoboru (co znajduje odzwierciedlenie w wysokich cenach) lub wypierając mniej wydajne aktywa wytwórcze.

Teoretycznie 2w-CfD niezależne od produkcji stanowią optymalną zachętę do reagowania na ceny na rynku dnia następnego, dnia bieżącego lub ceny bilansujące. Państwa członkowskie lub odpowiednie niezależne organy projektujące system powinny jednak dopilnować, aby struktura wolumenu referencyjnego takich 2w-CfD nie stwarzała niewłaściwych zachęt ani możliwości manipulowania ⁵⁰ . W przypadku 2w-CfD opartych na produkcji lub hybrydowych 2w-CfD, do obliczenia zarówno cen na rynku dnia bieżącego (z uwzględnieniem aukcji na rynku dnia bieżącego i handlu ciągłego do czasu zamknięcia bramki rynku), jak i ceny bilansującej, można wykorzystać indeksy, aby określić moment, w którym ceny spadają poniżej zera lub kosztów krańcowych. W związku z tym wsparcia nie należy wypłacać na podstawie wytworzonej energii elektrycznej.

Ramka ilustracyjna 1

W przypadku hybrydowych 2w-CfD w większości okresów płatności opierają się na faktycznej produkcji instalacji. Płatności te nie są jednak powiązane z efektywną produkcją i w niektórych okresach mogą być niezależne od produkcji, na przykład w celu zmniejszenia ryzyka związanego z wolumenem dla beneficjentów.

Aby odpowiednio zachęcić beneficjentów wspieranych w ramach 2w-CfD do uczestnictwa w rynkach bilansujących i reagowania na śróddzienne sygnały cenowe, następujące cechy projektu zapewniają utrzymanie właściwych zachęt do ograniczania zakłóceń na rynku w ramach hybrydowych 2w-CfD.

Taki 2w-CfD można uznać za niezależny od produkcji, jeśli spełnione są następujące warunki:

- instalacja beneficjenta musi ograniczyć lub wstrzymać produkcję na wniosek operatora systemu przesyłowego (OSP). Jako środek zabezpieczający w tejsytuacji można rozważyć nałożenie na beneficjentów prawnie wiążącego obowiązku oferowania usług bilansujących w dół ⁵¹ . Warunek ten pozwoliłby zapobiec sytuacji, w której pomoc udzielana beneficjentom zakłócałaby rynki bilansujące;

- instalacja beneficjenta musi ograniczyć lub wstrzymać produkcję na wniosek operatora systemu dystrybucyjnego lub OSP do celów zarządzania ograniczeniami przesyłowymi ⁵² . Pozwala to uniknąć sytuacji, w której pomoc udzielana beneficjentom zakłóca funkcjonowanie systemu;

- ceny na rynku dnia następnego są ujemne;

- gdy ceny na rynku dnia bieżącego są ujemne ⁵³ . Biorąc pod uwagę fakt, że rynek dnia bieżącego jest rynkiem składającym się z różnych segmentów (wielokrotne aukcje na rynku dnia bieżącego i rynek handlu ciągłego dnia bieżącego), określenie ceny na rynku dnia bieżącego dla danego podstawowego okresu handlowego może oznaczać konieczność polegania na indeksie cen. Aby upewnić się, że indeks cen na rynku dnia bieżącego jest reprezentatywny dla sygnałów rynkowych, cenę można ustalić na podstawie wyniku aukcji na rynku dnia bieżącego, gdy wskaźnik churn dla aukcji jest wystarczająco wysoki (tj. wskazuje na wystarczającą płynność) ⁵⁴ , aby ograniczyć potencjalne ryzyko manipulacji ze strony beneficjentów. Ponadto należy również uwzględnić godziny, w których ceny są ujemne na rynku handlu ciągłego dnia bieżącego, pod warunkiem że segment ten jest wystarczająco płynny. W tym celu można obliczyć indeks oparty na średniej ważonej cenie z ostatnich godzin obrotu, w których koncentruje się większość wolumenów obrotu.

W każdym przypadku to producent zawsze powinien ponosić odpowiedzialność finansową za spowodowane przez siebie niezbilansowania, jak określono w art. 5 rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej. W związku z tym wypłata w ramach 2w-CfD nie powinna opierać się na cenach niezbilansowania. Można jednak ustanowić środki szczególne, aby beneficjenci mieli możliwość otrzymywania wynagrodzenia w ramach 2w-CfD za świadczenie usług pomocniczych i usług zarządzania ograniczeniami przesyłowymi, pod warunkiem że takie rozwiązania nie zniekształcają strategii przyjętej przez beneficjentów przy składaniu ofert na te usługi pomocnicze.

Ramka podsumowująca 1

Państwa członkowskie powinny utrzymać wszystkie zachęty dla wspieranych instalacji wytwórczych do składania ofert na rynkach dnia następnego, dnia bieżącego, bilansujących i usług pomocniczych. W tym względzie można zastosować kilka wariantów, i łączyć je w celu osiągnięcia optymalnych wyników. Wszystkie warianty wymagają starannego rozważenia, aby opracować projekt, który pozwoli uniknąć zniekształcania procesu składania ofert ⁵⁵ . Do chwili obecnej głównymi wariantami projektu są: (i) 2w-CfD niezależne od produkcji, w których szczególną uwagę poświęca się sposobowi określenia wolumenu referencyjnego; (ii) systemy zależne od produkcji z konkretnymi mechanizmami korygowania zniekształcania procesu składania ofert, np. przez określenie okresów, w których nie należy dokonywać płatności za produkcję energii elektrycznej; oraz (iii) systemy hybrydowe oparte na 2w-CfDwych kontraktach różnicowych zależnych od produkcji, w których płatności są czasami niezależne od faktycznej produkcji w celu uniknięcia zakłóceń systemu.

b) Wspieranie podejmowania w sposób efektywny decyzji dotyczących konserwacji

Instalacje wytwórcze wymagają regularnej konserwacji. Chociaż częstotliwość potrzeb w zakresie takiej konserwacji zależy od rodzaju instalacji i innych czynników, konserwację należy przeprowadzać w okresach, w których zapotrzebowanie systemu na produkcję z danej instalacji jest niższe (np. w momentach niskiego zapotrzebowania lub nadmiernego wytwarzania energii). W przeciwnym razie beneficjenci mogliby przeprowadzać konserwacje w sposób nieefektywny, wyłączając zdolności produkcyjne w okresach wysokiego zapotrzebowania systemu, co mogłoby spowodować wzrost nie tylko cen, lecz również zagrożeń dla bezpieczeństwa dostaw. Aby konserwacja była efektywna, należy ją przeprowadzać w okresach, w których scenariusz kosztów i korzyści jest najkorzystniejszy, tj. gdy koszty przeprowadzenia takiej konserwacji (np. inżynierowie, metody transportu itp.) są najniższe w stosunku do oczekiwanych dochodów z przechwytywania (obliczanych jako wolumen wytworzonej energii elektrycznej pomnożony przez ceny rynkowe (ceny przechwytywania)).

Aby wspierać podejmowanie w sposób efektywny decyzji dotyczących konserwacji, państwa członkowskie mogą zdecydować się na 2w-CfD niezależne od produkcji. Kontrakty te mogą zapewniać optymalne zachęty, jeśli w okresach konserwacji płatności umowne nadal będą dokonywane. W przypadku wyboru 2w-CfD opartych na produkcji lub hybrydowych 2w-CfD, do przeprowadzania efektywnej konserwacji można zachęcać przez obliczenie ceny referencyjnej ustalonej na podstawie wystarczająco długiego okresu. Długość tego okresu będzie zależała od technologii i jej cykli konserwacji. Beneficjenta należy zachęcać do przeprowadzania konserwacji swojej instalacji w okresie, który minimalizuje jego koszty. Koszty takiej konserwacji wynikają przede wszystkim z samego przeprowadzenia prac konserwacyjnych i mogą być w dużym stopniu zależne od warunków pogodowych. Ponadto beneficjent powinien wziąć również pod uwagę utracone dochody rynkowe, które mógłby uzyskać w okresie konserwacji.

Ramka ilustracyjna 2

W przypadku 2w-CfD niezależnych od produkcji i hybrydowych 2w-CfD zapewnienie płatności także w okresach planowanej konserwacji stwarza odpowiednie zachęty do przeprowadzania konserwacji w sposób efektywny. Efektywną konserwację przeprowadza się w sposób minimalizujący koszty systemu, na przykład przez prowadzenie prac konserwacyjnych w okresach najmniejszego zapotrzebowania systemu na dodatkowe wytwarzanie energii elektrycznej.

W tym przykładzie beneficjent podejmuje decyzję o zaplanowaniu konserwacji w okresie A albo w okresie B. W obu okresach pomoc wypłacana beneficjentowi pozostaje taka sama niezależnie od tego, czy beneficjent planuje przeprowadzić konserwację w okresie A, czy w okresie B. Przy podejmowaniu decyzji o terminie przeprowadzenia konserwacji beneficjent nie uwzględnia zatem wypłaty pomocy.

Porównując oczekiwane korzyści (lub straty) między dwoma scenariuszami (tj. przeprowadzeniem konserwacji w okresie A lub B), beneficjenci porównają różnice między (i) oczekiwanymi dochodami rynkowymi w jednym okresie a (ii) oczekiwanymi kosztami konserwacji w drugim okresie. Na powyższej ilustracji operator traci mniej oczekiwanych zysków (tj. oczekiwanych zysków = oczekiwanych dochodów rynkowych plus oczekiwanych dochodów z pomocy pomniejszonych o oczekiwane koszty konserwacji) ⁵⁶  przy przeprowadzaniu konserwacji w okresie B. W związku z tym zachęcono by go do produkcji w okresie A, ponieważ przeprowadzenie konserwacji w tym okresie spowoduje wyższą utratę oczekiwanych zysków w porównaniu z przeprowadzeniem jej w okresie B. Okres A najprawdopodobniej zbiegnie się z okresem wysokich cen, w którym te dodatkowe wolumeny energii elektrycznej wyprodukowane przez instalację przyczynią się do obniżenia hurtowych cen rynkowych. Decyzję tę podejmuje się mimo oczekiwań, że w okresie B koszty konserwacji będą wyższe.

Ogólnie rzecz biorąc, taka cecha projektu zachęca beneficjenta do maksymalizacji oczekiwanych korzyści, tak jakby nie była wspierana w ramach 2w-CfD, i obniża ceny hurtowe przez udostępnianie aktywów, gdy są one najbardziej potrzebne systemowi elektroenergetycznemu ⁵⁷ .

W przypadku 2w-CfD opartych na produkcji oraz hybrydowych 2w-CfD zastosowanie kwartalnego lub rocznego okresu odniesienia, w zależności od technologii wytwarzania, wystarczająco zachęca do przeprowadzania konserwacji w sposób racjonalny pod względem kosztów. Ten okres odniesienia można skrócić do miesiąca w przypadku technologii wymagających krótszych okresów konserwacji, pod warunkiem że okres odniesienia pozostanie znacznie dłuższy niż okres konserwacji. Obliczanie ceny referencyjnej w dłuższych okresach daje beneficjentom możliwość zoptymalizowania ich zachowania w dłuższym horyzoncie czasowym, na przykład poprzez arbitraż w różnych segmentach rynku lub planowanie konserwacji w określonym czasie. Wprowadzenie dłuższych okresów odniesienia może jednak wymagać szczególnego dostosowania mechanizmu wycofania, takiego jak stosowanie dynamicznego mechanizmu wycofania ⁵⁸ , aby zagwarantować, że zachęty do reagowania na sytuację rynkową pozostaną stałe przez cały okres obliczania ceny referencyjnej.

Ramka podsumowująca 2

Państwa członkowskie powinny utrzymać wszystkie zachęty dla wspieranych instalacji wytwórczych do prowadzenia konserwacji w sposób efektywny. Można to osiągnąć przez projektowanie 2w-CfD niezależnych od produkcji i wynagradzanie instalacji w okresach konserwacji lub poprzez obliczanie ceny referencyjnej 2w-CfD w ujęciu kwartalnym lub rocznym dla dwustronnych kontraktów różnicowych opartych na produkcji. Dynamiczne mechanizmy wycofania mogą być konieczne, aby zachęty do reagowania na sytuację rynkową pozostawały niezmienione przez cały okres obliczania ceny referencyjnej.

c) Zachęty do efektywnego uczestnictwa w rynku terminowym energii elektrycznej

Rynki terminowe energii elektrycznej mają kluczowe znaczenie dla umożliwienia uczestnikom rynku zabezpieczenia się i ochrony przed wahaniami cen. Uczestnicy rynku, zarówno producenci, jak i konsumenci, w naturalny sposób zabezpieczają się przed ryzykiem. Przez ustalenie kursu wykonania na długi przedział czasu 2w-CfD zapewniają beneficjentom długoterminowe zabezpieczenie. 2w-CfD zapewniają zabezpieczenie na znacznie dłuższy okres w porównaniu z najczęściej sprzedawanymi produktami na rynkach terminowych, które obecnie oferują płynne produkty z rocznym, a na niektórych rynkach nawet trzyletnim, wyprzedzeniem. 2w-CfD nie pozwalają jednak na bezpośrednie zabezpieczenie ze strony konsumentów, co jest możliwe za pośrednictwem instrumentów giełdowych, takich jak produkty rynku terminowego, oraz instrumentów pozagiełdowych, takich jak PPA ⁵⁹ . Zamiast tego 2w-CfD zapewniają pośrednie zabezpieczenie za pośrednictwem państwa członkowskiego, które na podstawie tego instrumentu zaopatruje się w energię elektryczną zazwyczaj przez 15-20 lat po określonej cenie.

2w-CfD mogą zmniejszać zachęty do zabezpieczania się, a tym samym do uczestnictwa w rynku terminowym energii elektrycznej. Dotyczy to w szczególności sytuacji, w której cenę referencyjną w 2w-CfDym kontrakcie różnicowym oblicza się w krótszych przedziałach czasowych (np. godzinowych). Mogą jednak utrzymać zachęty do handlu na rynku terminowym, na przykład przez stosowanie jako okresów odniesienia średnich długoterminowych (np. rocznych) ⁶⁰ .

Większość rynków terminowych energii elektrycznej cierpi z powodu małej płynności, co prowadzi do wyższych kosztów zabezpieczenia i nierównego dostępu do rynku ⁶¹  w całej UE kosztem konsumentów energii elektrycznej potrzebujących przewidywalności kosztów energii. Ma to bezpośrednie konsekwencje dla konsumentów, którzy mogą płacić zawyżone ceny lub nawet nie mieć dostępu do umów z ceną stałą energii elektrycznej. Agencja Unii Europejskiej ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER) uznała, że demotywujące działanie systemów wsparcia w zakresie zabezpieczeń stanowi kluczowy problem rynków terminowych UE ⁶² .

Biorąc pod uwagę, że produkty rynku terminowego są obecnie oferowane głównie w formie produktów w ramach obciążenia podstawowego (o stałym profilu na cały miesiąc, kwartał lub rok), uczestnictwo w rynkach terminowych jest szczególnie istotne przy stosunkowo stałym profilu produkcji, takim jak w przypadku obiektów jądrowych. W przypadku indywidualnych instalacji wytwórczych energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych o zmiennej wydajności jest to mniej oczywiste w przypadku istniejących produktów rynkowych.

W przypadku takich instalacji do systemów wsparcia należy wprowadzić szczególne elementy projektu, na przykład przez wydłużenie okresów odniesienia lub określenie, z definicji, ceny referencyjnej bądź okresu odniesienia, w celu zachowania zachęt do efektywnego działania i uczestnictwa w rynkach terminowych. W przypadku obiektów jądrowych cenę referencyjną w 2w-CfD można ustalić w taki sposób, aby uwzględniała różne segmenty rynku (np. rynek terminowy i rynek dnia następnego). Ustalenie ceny referencyjnej nie jest jednak proste. Wynika to z faktu, że w poszczególnych państwach członkowskich mogą być dostępne różne produkty terminowe i że uwzględnienie cen na rynku terminowym w cenie referencyjnej określonej w 2w-CfD należy zrównoważyć z potrzebą utrzymania odpowiednich zachęt do reagowania na krótkoterminowe sygnały cenowe oraz adekwatnego poziomu ryzyka dla inwestorów. Aby utrzymać takie zachęty, cenę referencyjną 2w-CfD można obliczać ex post na podstawie wolumenów będących przedmiotem faktycznego obrotu w różnych segmentach rynku oraz średnich cen na tych rynkach w danym okresie.

Ramka ilustracyjna 3

Zastosowanie ceny referencyjnejobliczanej wyłącznie na podstawie jednego segmentu rynku (np. rynku dnia następnego) skutkowałoby tym, że elektrownia ponosiłaby dodatkowe ryzyko, sprzedając energię na innym rynku niż ten, na którym obliczane są płatności różnicowe. Jest to szczególnie istotne w kontekście instalacji wytwórczych energii jądrowej.

Aby uniknąć tego problemu, możliwym rozwiązaniem jest obliczenie ceny referencyjnej jako średniej cen na wszystkich rynkach, na których beneficjent będzie sprzedawał energię (np. rynek terminowy, rynek dnia następnego, rynek dnia bieżącego), ważonej wolumenem rzeczywistej sprzedaży beneficjenta na każdym z tych rynków, oraz określonej ceny rynkowej(np. średniej ceny produktów rynku terminowego z rocznym wyprzedzeniem), ważonej wolnymi mocami produkcyjnymi. Wykorzystanie cen rynkowych (zamiast cen uzyskanych) do ustalenia ceny referencyjnejzachęca beneficjentów do "przechytrzania rynku". Należy zauważyć, że ważenie wielkością rzeczywistej sprzedaży oznacza, iż składowych ceny referencyjnejnie ustala się zewnętrznie, co mogłoby sztucznie wpływać na strategię handlową beneficjenta, lecz endogenicznie, w oparciu o jego rzeczywistą strategię handlową.

Średnia ważona cena referencyjna użyta w tym przykładzie pozwala elektrowni zabezpieczać się na każdym rynku (terminowym, dnia następnego, dnia bieżącego), na którym prowadzi ona działalność, a tym samym umożliwia jej aktywną sprzedaż na każdym z tych rynków. Aby ograniczyć ryzyko manipulowania w okresach odniesienia o niskiej produkcji, określa się referencyjny segment rynku do celów obliczania ceny referencyjnej ⁶³ .

Aby wspierać podejmowanie decyzji dotyczących dysponowania w sposób efektywny, elektrownię należy jednak zachęcać do reagowania na krótkoterminowe zachęty cenowe, nawet jeżeli energię elektryczną sprzedano na fizycznym rynku długoterminowym. Aby mieć pewność, że tak będzie, można umożliwić elektrowni odkup energii elektrycznej na rynku w celu wywiązania się z obowiązków w zakresie sprzedaży przy jednoczesnym modulowaniu produkcji ⁶⁴ .

Państwo może również upoważnić jednego uczestnika rynku lub wielu uczestników rynku, niezależnych od operatorów instalacji wytwórczych i wybranych w drodze procedury konkurencyjnej, do zapewnienia zabezpieczenia na rynku terminowym w imieniu państwa. Zabezpieczenie to można by stosować w odniesieniu do wolumenów energii elektrycznej wytworzonej przez pulę wspieranych instalacji. Pomogłoby to zmniejszyć ryzyko dla państwa, które w przeciwnym razie byłoby narażone na długoterminowe zobowiązania płatnicze i wahania cen kasowych, wesprzeć płynność rynku terminowego i udostępnić konsumentom wolumeny wspieranej energii elektrycznej. Zaletą takiego podejścia jest to, że uczestnik rynku upoważniony przez państwo mógłby dostosować swoje zachowanie handlowe do tendencji rynkowych.

Taki uczestnik rynku upoważniony przez państwo mógłby również oferować części zakupionych wolumenów w formie PPA, które zapewniają zabezpieczenia w dłuższym terminie ⁶⁵ . Pozwoliłoby to również państwu zabezpieczyć się przed ekspozycją na krótkoterminowe ceny, która wynika z podpisania 2w-CfD. Zaletą tego podejścia jest to, że doprowadzi ono do powstania bardziej standardowych produktów w ramach PPA, które mogą być dostępne dla detalistów i większej liczby odbiorców, w tym odbiorców w innych państwach członkowskich. Jeżeli państwo członkowskie zawarło wiele 2w-CfD, można by je połączyć w PPA lub oferty na rynku terminowym skierowane do rynku. W ten sposób można by połączyć profile różnych instalacji produkcyjnych o zmiennej wydajności, aby przedstawić bardziej jednolity profil zabezpieczeń, lepiej odzwierciedlający potrzeby konsumentów. Cała ta wymiana handlowa powinna odbywać się na zasadach rynkowych, aby zapobiec zakłóceniom.

Ramka podsumowująca 3

Państwa członkowskie powinny zachęcać wspierane instalacji wytwórczych do efektywnego uczestnictwa w rynkach energii elektrycznej, w tym rynkach terminowych, w podobny sposób jak w przypadku jednostek wytwarzania nieobjętych wsparciem. Zapewnienie, aby 2w-CfD nie przekierowywały systematycznie wolumenów z rynków terminowych, jest szczególnie istotne w przypadku obiektów jądrowych i innych technologii wytwarzania o bardziej stabilnym profilu wytwarzania.

d) Maksymalizacja wartości inwestycji dla systemu elektroenergetycznego i konsumentów w UE

Inwestując w nowe instalacje wytwórcze, inwestorzy muszą podejmować określoną liczbę decyzji inwestycyjnych. Choć część z tych decyzji jest zazwyczaj określana w warunkach przetargu na 2w-CfD (np. w odniesieniu do rodzaju instalacji wytwórczej), szereg decyzji pozostaje w gestii inwestora. Przykłady takich decyzji, których właściwy wybór może pomóc zmaksymalizować wkład inwestycji w dobrostan, mogą dotyczyć: (i) lokalizacji instalacji (w przypadku energii słonecznej lub lądowej energii wiatrowej); (ii) orientacji instalacji (w przypadku energii słonecznej); (iii) wyboru technologii farm wiatrowych ⁶⁶ ; (iv) projektu elektrowni jądrowej umożliwiającego bardziej elastyczną produkcję; (v) mocy zainstalowanej w porównaniu z maksymalną mocą zatłaczania do sieci; (vi) dodatkowych inwestycji zwiększających elastyczność ⁶⁷ ; lub (vii) konkretnego modelu instalacji wytwórczej. Decyzje te mogą mieć znaczący i długotrwały wpływ na system elektroenergetyczny. W projekcie systemu wsparcia należy zatem uwzględnić odpowiednie zachęty do podejmowania optymalnych decyzji inwestycyjnych, maksymalizujących wartość inwestycji dla całego systemu elektroenergetycznego ⁶⁸ . Te optymalne decyzje inwestycyjne przynoszą korzyści konsumentom, ponieważ zachęcają na przykład do udostępniania energii elektrycznej w godzinach zwiększonego zapotrzebowania, obniżając tym samym cenę rynkową dla wszystkich.

Aby zapewnić podejmowanie odpowiednich decyzji inwestycyjnych, istotne jest, aby beneficjenci nadal byli konfrontowani z sygnałami cenowymi opisanymi w niniejszych wytycznych. W przypadku gdy kształtowanie cen rynkowych w pełni i odpowiednio odzwierciedla potrzeby systemu oraz specyfikę lokalną konfrontowanie inwestorów z tymi cenami pomaga w kierowaniu decyzjami inwestycyjnymi dotyczącymi ich lokalizacji, orientacji, połączenia z elastycznością i wyborem instalacji wytwórczej.

Teoretycznie odpowiednio zaprojektowane 2w-CfD niezależne od produkcji mogą optymalnie zachęcać do inwestycji. Państwa członkowskie lub odpowiednie niezależne organy projektujące system powinny zwrócić szczególną uwagę na kształtowanie wolumenu referencyjnego takich 2w-CfD, ponieważ oczekuje się, że będzie to miało znaczny wpływ na skuteczność zachęt do maksymalizacji wartości inwestycji w system elektroenergetyczny.

Ponadto organ przyznający pomoc powinien poinformować potencjalnych beneficjentów o metodzie określania ceny referencyjnej i wolumenu referencyjnego na długo przed rozpoczęciem procedury przetargowej zgodnej z zasadami konkurencji. Umożliwi im to jak najlepsze uwzględnienie tej metody w ofercie i w decyzjach inwestycyjnych.

Ramka ilustracyjna 4

Rozwójinstalacji hybrydowych (aktywów wytwórczych w połączeniu z innym, na przykład z akumulatorem) gwałtownie przyspiesza. Jest to sposób na efektywne wykorzystanie ograniczonych przyłączeń do sieci i szybsze opracowywanie projektów. Dzięki połączeniu aktywów wytwórczych z rozwiązaniami w zakresie elastyczności instalacja staje się sterowalna. W związku z tym projektowanie systemu wsparcia tych aktywów wymaga, aby instalację zachęcać do ciągłego dysponowania zgodnie z sygnałami rynkowymi.

Dobrą praktyką jest umożliwienie beneficjentom wspieranej instalacji wytwarzającej energię elektryczną inwestowania w rozwiązania w zakresie elastyczności za punktem pomiarowym, takie jak akumulatory, umożliwiając im tym samym zaoszczędzenie opłat za przyłączenie do sieci za aktywa za punktem pomiarowym i potencjalnie przyczyniając się do zmniejszenia ograniczeń przesyłowych w sieci. Takich inwestycji można dokonywać wraz z inwestycjami w instalację produkcyjną lub późniejw okresie eksploatacji instalacji produkcyjnej wspieranej w ramach 2w-CfD. W takich przypadkach ważne jest, aby pomoc była udzielana wyłącznie na wsparcie instalacji produkcyjnej, która pierwotnie była objęta systemem wsparcia, na przykład za pośrednictwem specjalnego i certyfikowanego punktu opomiarowania podlicznikami.

Ponadto państwa członkowskie mogą planować wprowadzenie 2w-CfD niezależnego od produkcji w celu zapewnienia zgodności z przepisami rozporządzenia w sprawie energii elektrycznejopisanymi w niniejszych wytycznych. Te państwa członkowskie mogą podjąć decyzję o dostosowaniu wolumenu referencyjnego, na podstawie którego beneficjent byłby zachęcany do postępowania w sposób bardziej przyjazny dla systemu. W praktyce mogłoby to doprowadzić do sytuacji, w której beneficjent inwestuje w rozwiązania zwiększające elastyczność na wolnym rynku, bez wsparcia ze strony państwa. Państwa członkowskie powinny jednak zachować ostrożność przy dostosowywaniu wolumenu referencyjnego, tak aby ograniczyć ryzyko utraty dochodów dla beneficjentów do poziomu, który: - utrzymuje koszty finansowania ponoszone przez beneficjentów zgodnie z zamierzonym celem; oraz - utrzymuje konkurencyjność procedury przetargowej zgodnej z zasadami konkurencji.

Kształtowanie cen hurtowych może jednak nie zawsze i nie w pełni odzwierciedlać ewentualne ograniczenia przesyłowe w sieci i specyfikę rynku lokalnego. Nawet jeżeli ceny rynkowe różnią się w zależności od lokalizacji, różnice te mogą nie być wystarczająco duże, aby ukierunkować inwestycje na obszary, w których są one najbardziej potrzebne. W związku z tym państwa członkowskie mogą uznać za konieczne wprowadzenie, oprócz wspomnianych wyżej cech, określonych środków korygujących, aby zwiększyć zachęty lokalizacyjne. Może to pomóc obniżyć ogólne koszty systemu przez ukierunkowanie inwestycji na obszary o niewielkich ograniczeniach przesyłowych oraz zminimalizowanie potrzeby kosztownych działań naprawczych. Środki takie mogłyby na przykład przybrać formę współczynników korygujących w wynagrodzeniu w ramach systemu wsparcia lub kryteriów pozacenowych systemu energetycznego stosowanych przy sporządzaniu klasyfikacji ofert, pod warunkiem określania tych kryteriów w sposób obiektywny, przejrzysty i niedyskry- minacyjny. Kryteria te nie mogą stanowić więcej niż 30 % wagi wszystkich kryteriów kwalifikacji, a państwo członkowskie musi uzasadnić proponowane podejście i zapewnić, aby było ono odpowiednie do zamierzonych celów. Należy zauważyć, że w przypadku stosowania dodatkowych kryteriów pozacenowych państwo członkowskie będzie musiało wykazać, że kryteria te nie wpływają na konkurencyjność aukcji służących wyborowi beneficjentów, oprócz innych wymogów wynikających z zasad pomocy państwa ⁶⁹ .

Jednocześnie, aby zapewnić aktualność umów wobec zmian struktury rynku, które są korzystne dla systemu elektroenergetycznego, ustalenia umowne dotyczące 2w-CfD powinny zawierać postanowienia określające szczegółowo sposób dostosowania płatności w przypadku potencjalnych zmian, takich jak rekonfiguracja obszaru rynkowego lub zmiana stopnia szczegółowości podstawowego okresu handlowego.

Ponadto, aby zmaksymalizować korzyści z inwestycji dla społeczeństwa, w każdym przypadku, gdy ceny energii elektrycznej są wysokie, dochody zostają objęte mechanizmem wycofania i należy je podzielić między końcowych odbiorców zgodnie z wymogami określonymi w art. 19d ust. 5 rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej. Dochody, które zostaną objęte mechanizmem wycofania, można również wykorzystać do sfinansowania samego 2w-CfD lub do sfinansowania kosztów systemów wsparcia bezpośredniego, o których mowa w art. 19d rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej, takich jak inne 2w-CfD, w celu promowania inwestycji w produkcję energii odnawialnej. W przypadku gdy jakiekolwiek pozostałe wpływy z 2w-CfD są selektywnie dzielone między przedsiębiorstwa, państwa członkowskie powinny poinformować o tym Komisję i, w razie potrzeby, zgłosić taki środek zgodnie z zasadami pomocy państwa.

Ramka podsumowująca 4

Państwa członkowskie powinny utrzymać wystarczającą ekspozycję wspieranych instalacji wytwórczych na ceny rynkowe w celu zapewnienia optymalnych decyzji inwestycyjnych. Można to osiągnąć za pośrednictwem 2w-CfD niezależnych od produkcji wraz z projektami referencyjnymi, które nie odzwierciedlają zdolności produkcyjnych instalacji beneficjenta, za pośrednictwem 2w-CfD opartych na produkcji lub hybrydowych 2w-CfD z długimi okresami odniesienia. W razie potrzeby można jednak wprowadzić dodatkowe szczególne cechy, takie jak zachęty lokalizacyjne, aby wyeliminować ograniczenia przesyłowe w sieci i zminimalizować potrzebę kosztownych działań naprawczych.

VII. Łączenie kontraktów różnicowych z umowami zakupu energii elektrycznej

a) Czym są umowy zakupu energii elektrycznej?

Umowę zakupu energii elektrycznej (PPA) zdefiniowano w art. 2 pkt 77 rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej jako "umowę, na mocy której osoba fizyczna lub prawna zgadza się na zakup energii elektrycznej od wytwórcy energii elektrycznej na zasadach rynkowych". Obecnie umowy te zazwyczaj zawiera się na okres od 5 do 10 lat lub na dłuższe okresy (do 20 lat). Mogą one obejmować cenę stałą lub zmienną. PPA o stałej cenie mają na celu między innymi zapewnienie przewidywalności cen. Długoterminowa przewidywalność umowy wspiera promotorów projektów w finansowaniu nowych projektów, w tym projektów dotyczących energii odnawialnej lub potencjalnych przyszłych projektów dotyczących energii jądrowej. Dla odbiorców stanowiły one pierwotnie środek bezpośredniego dostępu do czystej energii elektrycznej. Doświadczenia związane ze zmiennością cen w trakcie kryzysu związanego z cenami energii w latach 2021-2022, pokazały również, w jaki sposób konsumenci mogą wykorzystywać PPA w ramach strategii zabezpieczającej mającej na celu ochronę ich działalności przed przyszłymi wahaniami cen. Mogą one również ułatwić finansowanie projektów elektryfikacji.

W obecnej praktyce istnieją różne rodzaje PPA, w ramach których poszczególne rodzaje ryzyka przypisuje się kontrahentom umów. Na przykład PPA mogą być zgodne z modelem "pay-as-produced", w ramach którego odbiorca otrzymuje energię elektryczną w oparciu o ilość energii wytworzonej przez określone instalacje, albo z modelem obciążenia podstawowego, przypisując wytwórcy ryzyko związane z dostosowaniem dostaw energii elektrycznej do profilu obciążenia podstawowego konsumenta ⁷⁰ . Sygnatariusze mogą również uzgodnić rozwiązania pośrednie między modelem "pay-as-produced" a modelem obciążenia podstawowego. Cena w PPA nie musi być stała przez cały okres obowiązywania umowy. Może ona zmieniać się w poszczególnych miesiącach, sezonach lub latach, zgodnie z warunkami umowy.

Można dokonać innego rozróżnienia między fizycznymi i finansowymi PPA. W fizycznej PPA odbiorca jest podmiotem odpowiedzialnym za bilansowanie, a producent energii elektrycznej przekazuje wyprodukowaną energię elektryczną do portfela odbiorców, bez konieczności uczestniczenia w obrocie na rynkach energii elektrycznej, i czasami, ale niekoniecznie, za pośrednictwem bezpośredniego przyłączenia. Przekłada się to na pomiary licznikami w odpowiednich punktach przyłączenia do sieci i obejmuje bezpośrednie płatności odbiorcy na rzecz wytwórcy za wymienianą energię elektryczną. W finansowej PPA zarówno wytwórca, jak i odbiorca polegają na rynkach energii elektrycznej w zakresie fizycznego dysponowania, odpowiednio sprzedając energię elektryczną innym uczestnikom rynku i kupując ją od nich po cenach ustalonych przez rynek. Następnie obie strony dokonują bezpośredniego rozliczenia finansowego na podstawie różnicy między ceną energii elektrycznej na rynku a ceną określoną w umowie.

b) Połączenie 2w-CfD i PPA

W art. 19a rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej ustanowiono zasadę, zgodnie z którą systemy wsparcia energii ze źródeł odnawialnych muszą "dopuszcza[ć] udział projektów, w ramach których rezerwuje się część energii elektrycznej na sprzedaż w drodze umowy PPA dotyczącej energii ze źródeł odnawialnych lub innych uzgodnień rynkowych" ⁷¹ . Należy na to zezwolić w przepisach krajowych, wyraźnie wskazać w dokumentacji przetargowej lub zastosować oba rozwiązania.

W przepisach takich wyjaśnia się, że stosowanie dwóch umów - 2w-CfD i PPA - można łączyć w odniesieniu do jednej instalacji wytwórczej energii ze źródeł odnawialnych. Istnieją różne sposoby stosowania tego połączenia w praktyce, ale w ramach wszystkich systemów 2w-CfD należy dopuścić co najmniej dwa aspekty:

- Kandydaci ubiegający się o zawarcie 2w-CfD powinni mieć możliwość udziału w procedurze przetargowej dotyczącej 2w-CfD jedynie w odniesieniu do części ich zainstalowanej mocy wytwórczej ⁷² . Państwa członkowskie powinny opracować przejrzyste metody obliczania zdolności przesyłowych lub zezwolić na stosowanie opomiarowania podlicznikami, aby umożliwić wdrożenie tego rozwiązania w praktyce, przy jednoczesnym unikaniu ryzyka zachowań antykonkurencyjnych (np. sytuacji, w których promotorzy projektów mogliby z czasem wpływać na to, które moce wytwórcze lub wolumeny wyprodukowanej energii elektrycznej uwzględnia się w ramach 2w-CfD lub PPA w sposób działający na ich korzyść). Ponadto państwa członkowskie, które dalej chcą zachęcać do rozwoju płynnych rynków PPA, mogą ograniczyć maksymalny udział produkcji objętej zakresem 2w-CfD. Może to zachęcać beneficjentów do zawierania PPA na zasadach rynkowych w celu zabezpieczenia przewidywalnych dochodów z tytułu ich udziału w produkcji, który nie jest objęty 2w-CfD.

- Przyznanie 2w-CfD nie powinno być uzależnione od sprzedaży energii elektrycznej w niektórych segmentach rynku. Beneficjenci powinni zachować swobodę decydowania o sposobie sprzedaży energii elektrycznej wytwarzanej przez ich instalacje (i mogą w każdym przypadku zdecydować się na sprzedaż wolumenów objętych 2w-CfD w ramach PPA, pod warunkiem że nie wpłynie to negatywnie na konkurencję na rynku).

Promotor projektu musi jednak być w stanie wywiązać się ze zobowiązań podjętych w ramach poszczególnych umów.

i. Ryzyko i środki łagodzące

Istnieją trzy główne rodzaje ryzyka związane z połączeniem wsparcia publicznego i odbioru prywatnego w ramach jednego projektu:

- Po pierwsze, ryzyko rozszerzenia wsparcia publicznego na odbiorcę (subsydiowanie skrośne), które należy odpowiednio ocenić zgodnie z zasadami pomocy państwa. Ponieważ wsparcie publiczne umożliwia finansowanie i realizację projektu przez promotora projektu, prywatny odbiorca może skorzystać z lepszych warunków niż miałoby to miejsce w przypadku braku tego wsparcia. Ceny referencyjnej 2w-CfD nie należy zatem obliczać w sposób, który mógłby zachęcić beneficjentów do podpisywania PPA po cenach niższych niż cena rynkowa.

- Po drugie, ryzyko zakłóceń na rynku PPA w wyniku połączenia 2w-CfD z PPA przez zmianę ich warunków i ceny w porównaniu z produktami oferowanymi na zasadach rynkowych ⁷³ .

- Ponadto połączenie 2w-CfD z fizycznymi PPA, które mogą wyeliminować zachęty dla stron do obrotu na zorganizowanych hurtowych rynkach energii elektrycznej, stwarza ryzyko zmniejszenia płynności na innych rynkach energii elektrycznej.

Środkiem łagodzącym mającym na celu zmniejszenie ryzyka rozszerzenia wsparcia publicznego na prywatnego odbiorcę byłoby zobowiązanie beneficjenta do wyboru odbiorcy PPA w drodze otwartej, przejrzystej i niedyskrymi- nacyjnej procedury przetargowej zgodnej z zasadami konkurencji. Umożliwiłoby to ustalenie poziomu cen równowagi na podstawie czynników podaży i popytu, jaki przedsiębiorstwa są skłonne zapłacić za dostęp do tego wytwarzania. Aby takie wyniki odzwierciedlały rzeczywistą wartość tych umów, sprzedaż taką należy zaprojektować w taki sposób, aby umożliwić udział jak największej liczby zainteresowanych stron. Przykłady dobrych praktyk:

i) ustalenie minimalnego wolumenu odbioru na niskim poziomie (np. 1 MW); ii) ustalenie długości umowy w sposób, który nie dyskryminuje małych konsumentów, np. około pięciu lat; iii) umożliwienie wszystkim konsumentom energii elektrycznej, w tym dostawcom detalicznym, udziału w takich aukcjach; oraz (iv) umożliwienie transgranicznym zainteresowanym stronom udziału w tych aukcjach. Nie powinno to mieć negatywnego wpływu na konkurencję na rynku, w szczególności w przypadku gdy dwie strony zaangażowane w tę PPA są kontrolowane przez ten sam podmiot. Kolejną korzyścią płynącą z tego wariantu jest maksymalizacja dochodów dla promotorów projektów, a tym samym ograniczenie do minimum wsparcia państwa potrzebnego do wdrażania mocy wytwórczych.

Skutkiem ubocznym procesu aukcyjnego jest to, że nieuchronnie doprowadziłby on do wygrania przetargów na PPA przez oferentów, których oferta cenowa jest najwyższa, i może pozbawić potencjalnych odbiorców napotykających bariery wejścia dostępu do rynków PPA ⁷⁴ . Aby tego rodzaju rozwiązanie nie doprowadziło do zwiększenia władzy rynkowej niektórych odbiorców można ograniczyć ilość mocy wytwórczych, którą mogą zakontraktować odbiorcy, w tym ich jednostki zależne, posiadający znaczącą władzę rynkową, lub utworzyć różne koszyki na aukcji w celu wyboru odbiorców. Ograniczenie ryzyka subsydiowania skrośnego odbiorców PPA będzie również odpowiedzią na potrzebę zminimalizowania potencjalnych zakłóceń na rynku PPA. W tym względzie PPA należy zawrzeć na warunkach rynkowych, jak przewidziano również w rozporządzeniu w sprawie energii elektrycznej. Chociaż PPA należy zawierać na warunkach rynkowych, na przykład w drodze konkurencyjnego procesu aukcyjnego, beneficjenci 2w-CfD powinni zachować swobodę decydowania o sprzedaży energii elektrycznej w ramach PPA. Jeżeli państwo chce realizować inne cele polityki, takie jak ukierunkowane wsparcie na rzecz niektórych gałęzi przemysłu, istnieją inne możliwości pomocy państwa ⁷⁵ . Ograniczenie potencjalnej puli odbiorców w ramach PPA nieuchronnie spowodowałoby takie zakłócenia, ze szkodą dla innych potencjalnych odbiorców na rynku i potencjalnie sprzeczne z zasadami pomocy państwa.

Aby zminimalizować ryzyko zmniejszenia płynności na innych rynkach energii elektrycznej, zaleca się ograniczenie stosowania PPA do finansowych PPA, które utrzymują zachęty dla sygnatariuszy do obrotu na zorganizowanych rynkach energii elektrycznej.

ii. Warianty łączenia 2w-CfD i PPA

Zgodnie z przepisem art. 19a rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej państwo jest zobowiązane jedynie do zezwolenia oferentom na zarezerwowanie części produkcji na potrzeby PPA lub innych uzgodnień rynkowych. Co do zasady nie wymaga to wprowadzenia szczególnych cech projektu w strukturze aukcji ani w projekcie 2w-CfD, ale może obejmować środki ograniczające ryzyko, o których mowa powyżej.

Promotorzy projektów podejmą decyzję o ewentualnym połączeniu z PPA na podstawie atrakcyjności oferty wsparcia publicznego w porównaniu z wariantem alternatywnym, jakim jest podpisanie PPA lub skorzystanie z innych uzgodnień rynkowych.

Jednym ze sposobów osiągnięcia takiego połączenia 2w-CfD i PPA jest ograniczenie w ramach systemu wsparcia mocy wytwórczych lub wytwarzania, które mogą być objęte 2w-CfD, do części całkowitej mocy lub wytwarzania. W takim przypadku promotor projektu musiałby znaleźć alternatywne źródła dochodów dla pozostałej, niewspieranej mocy lub wytwarzania, potencjalnie za pomocą PPA. W związku z tym wprowadzenie środków ograniczających ryzyko jest szczególnie potrzebne w tych przypadkach, po to by rozwiązania te nie skutkowały subsydiowaniem skrośnym.

Wariant ten wydaje się szczególnie odpowiedni w przypadku morskich instalacji wiatrowych, gdy państwo dzierżawi dno morskie promotorom projektów. Państwo może wówczas ograniczyć wsparcie publiczne do zdolności wytwórczej, która nie odpowiada szacowanej całkowitej mocy, jaką można zainstalować na danym obszarze, i pozwolić promotorom projektów na budowę powyżej mocy objętej programem ("instalowanie nadmiernych mocy"). Beneficjenci muszą zatem znaleźć inne źródła finansowania, aby w pełni zrealizować projekt i czerpać korzyści skali ⁷⁶ .

Natomiast w przypadku instalacji lądowych państwo zazwyczaj nie jest świadome wielkości obszaru, który będzie wykorzystywany, i nie może na tej podstawie decydować o wielkości produkcji ani mocy wytwórczych, które mają być objęte wsparciem. W takich okolicznościach państwo może ustalić maksymalny odsetek produkcji instalacji, która może korzystać ze wsparcia publicznego ⁷⁷ . Należy zauważyć, że ponieważ odsetek produkcji nieobjętej wsparciem publicznym może być niewielki, beneficjenci mogą również zdecydować się na pełną ekspozycję rynkową, gdyż mogą nie potrzebować dodatkowej umowy długoterminowej w celu sfinansowania instalacji. Im mniejszy udział produkcji objętej wsparciem publicznym, tym silniejsza zachęta do podpisania kolejnej umowy długoterminowej w formie PPA zamiast korzystania z innych uzgodnień rynkowych, takich jak obrót na rynkach zorganizowanych.

Państwo, jako kontrahent 2w-CfD, mogłoby również sprzedawać część tej energii elektrycznej w formie bardziej krótkoterminowych PPA ⁷⁸ . Stanowiłoby to zabezpieczenie zarówno dla promotorów projektów, którzy potrzebują długoterminowych zobowiązań inwestycyjnych, jak i dla odbiorców, którzy mogą nie być w stanie podpisać umów długoterminowych i wymagać umów krótkoterminowych. Te PPA należy zawierać na okresy zapadalności wynoszące około pięciu lat i udzielać w drodze procedury przetargowej zgodnej z zasadami konkurencji, która jest otwarta dla dostawców i konsumentów, w tym w wymiarze transgranicznym. Ponieważ państwo działa jako pośrednik, należy zwrócić uwagę na istnienie gwarancji państwowych. Jeżeli gwarancja jest zabezpieczana przez państwo, powinna ona zawierać przepisy pozwalające unikać obniżenia płynności na rynkach energii elektrycznej, na przykład przez wykorzystanie finansowych PPA, i nie powinna wspierać zakupu energii wytwarzanej z paliw kopalnych.

Ponadto art. 19a odnosi się również do stosowania kryteriów pozacenowych (zarówno jako kryteriów kwalifikacji wstępnej, jak i kryteriów wyboru) w celu zachęcania do łączenia 2w-CfD i PPA, ale wyłącznie w celu "ułatwiania dostępu do rynku PPA dla odbiorców, którzy napotykają bariery wejścia na ten rynek". W rozporządzeniu nie zdefiniowano tej kategorii odbiorców, ale państwo członkowskie wybierające ten wariant musiałoby należycie uzasadnić, że wybrane grupy odbiorców wyraźnie należą do tej kategorii: typowymi przykładami są MŚP lub społeczności energetyczne. Należy zauważyć, że stosując dodatkowe kryteria, państwo członkowskie będzie musiało wykazać, że nie mają one wpływu na konkurencyjność aukcji służącej wyborowi beneficjentów i nie przekładają się na nieuzasadnioną pomoc państwa dla odbiorców PPA, wraz z innymi wymogami wynikającymi z zasad pomocy państwa.

Ramka podsumowująca 5

Rozważając połączenie 2w-CfD i PPA w ramach aukcji, państwa członkowskie powinny wziąć pod uwagę ryzyko subsydiowania skrośnego, zakłóceń na tynku PPA i zmniejszenia płynności innych segmentów rynku energii elektrycznej oraz wprowadzić odpowiednie środki łagodzące.

VIII. Wnioski

Przejście na system czystej energii elektrycznej wymaga dynamicznych inwestycji w instalacje wytwórcze. Zgodnie z niedawną reformą struktury rynku energii elektrycznej państwa członkowskie mogą wspierać inwestycje w formie 2w-CfD. Reforma doprowadziła do ustanowienia przepisów zawartych w art. 19a i 19d rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej, które państwa członkowskie powinny uwzględnić przy projektowaniu 2w-CfD dla przedmiotowych technologii, aby w pełni wykorzystać korzyści wynikające z tych kontraktów.

Biorąc pod uwagę skalę takich inwestycji i potencjał systemów wsparcia w zakresie zakłócania funkcjonowania rynku, a także integracji systemu, kluczowe znaczenie ma wybór odpowiednich projektów 2w-CfD. Systemy wsparcia zasadniczo wspierają instalacje przez bardzo długi okres, a wszelkie zakłócenia miałyby znaczący i nieprzewidywalny wpływ na przyszłe funkcjonowanie rynku. Ponadto 2w-CfD stanowią zabezpieczenie zarówno dla beneficjentów, jak i dla państwa. Obie strony mogłyby zaoferować korzyści wynikające z tego zabezpieczenia konsumentom energii elektrycznej w zakresie, w jakim nie prowadzi to do zakłóceń.

Aby wspierać racjonalne pod względem kosztów przejście na zdekarbonizowany system elektroenergetyczny, a jednocześnie wspierać bezpieczeństwo dostaw i przystępność cenową dla konsumentów, 2w-CfD należy projektować w taki sposób, aby:

- unikać zakłóceń w składaniu ofert na rynkach dnia następnego, dnia bieżącego, bilansującym i usług pomocniczych przez: (i) zachęcanie do produkcji w okresach o wysokiej wartości dla systemu elektroenergetycznego, (ii) zapewnienie, aby producent pozostał finansowo odpowiedzialny za swoje niezbilansowania zgodnie z art. 5 rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej;

- zachować zachęty do podejmowania w sposób efektywny decyzji dotyczących konserwacji dopilnowując, aby wynagrodzenie motywowało do przeprowadzania konserwacji w okresach mniejszego zapotrzebowania systemu na wytwarzanie;

- utrzymać podobne zachęty, porównywalne z zachętami dla instalacji nieobjętych wsparciem, do efektywnego działania i uczestnictwa w rynkach terminowych energii elektrycznej; oraz

- zachować zachęty do podejmowania optymalnych decyzji inwestycyjnych przez utrzymanie wystarczającej ekspozycji wspieranych instalacji wytwórczych na ceny rynkowe.

Łączenie 2w-CfD z PPA należy projektować w taki sposób, aby:

- unikać ryzyka subsydiowania skrośnego odbiorcy PPA;

- unikać powodowania zakłóceń na rynkach PPA; oraz

- zmniejszać ryzyko obniżenia płynności na innych rynkach energii elektrycznej.

ZAŁĄCZNIK  I

Podsumowanie indywidualnych elementów projektu

Dobre praktyki wymienione w niniejszej tabeli nie stanowią wyczerpującego wykazu sposobów spełnienia wymogów rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej. W tabeli przedstawiono przykłady cech projektu 2w-CfD wspierających zdolność reagowania na sytuację rynkową; dalsze badania i doświadczenie pozwolą je uzupełnić. Chociaż zgodność z cechami projektu można zapewnić w sposób specyficzny dla danego kontekstu, dostosowanie do poniższych cech projektu może przyspieszyć proces oceny i zatwierdzania.

Element projektu	Przykład dobrych praktyk
Zapobieganie zakłóceniom zachowań oferentów na rynkach dnia następnego, dnia bieżącego, bilansujących i usług pomocniczych	W przypadku 2w-CfD zależnych od produkcji: Brak wynagrodzenia w podstawowych okresach handlowych, w których cena rynkowa jest niższa od kosztów krańcowych (np. w okresie ujemnych cen energii wiatrowej i słonecznej), zarówno na rynku dnia następnego, jak i na rynku dnia bieżącego (1). W przypadku hybrydowych 2w-CfD: Wypłata pomocy powinna być niezależna od faktycznej produkcji w podstawowych okresach handlowych, w których ceny rynkowe są niższe od kosztów (np. w okresach cen ujemnych energii wiatrowej i słonecznej), zarówno na rynku dnia następnego, jak i na rynku dnia bieżącego, przy jednoczesnym zachowaniu zachęt do uczestnictwa w świadczeniu usług pomocniczych i na rynkach bilansujących. W przypadku 2w-CfD niezależnych od produkcji: Pod warunkiem że wypłacona pomoc jest niezależna od decyzji operacyjnej o produkcji (lub jej braku), można założyć, że beneficjent nie jest zmotywowany do produkcji energii elektrycznej w okresach cen ujemnych zarówno na rynku dnia następnego, jak i na rynku dnia bieżącego. W przypadku elektrowni sterowalnych, takich jak elektrownie jądrowe, za dobrą praktykę uznaje się jedynie 2w-CfD niezależne od produkcji. W przypadku wszystkich rodzajów 2w-CfD: Żadna wypłata z tytułu 2w-CfD nie powinna opierać się na cenach niezbilansowania (tj. rynku bilansującego nie można uznać za właściwy rynek odniesienia).
Wspieranie podejmowania decyzji dotyczących konserwacji w sposób efektywny	W przypadku 2w-CfD zależnych od produkcji: Okres odniesienia (2) obejmujący trzy miesiące jest zasadniczo wystarczający do podjęcia w sposób efektywny decyzji dotyczących konserwacji instalacji wytwórczych energii wiatrowej i słonecznej. W przypadku hybrydowych 2w-CfD: Jeżeli podczas konserwacji nie planuje się płatności z tytułu 2w-CfD, trzymiesięczny okres odniesienia pomógłby w podejmowaniu w sposób efektywny decyzji dotyczących konserwacji w odniesieniu do instalacji wytwarzających energię wiatrową i słoneczną. Jeżeli pomoc wypłacana jest w okresach konserwacji (w szczególności planowanej konserwacji) na tych samych warunkach, co wypłaty pomocy poza okresami konserwacji, można przyjąć, że decyzję dotyczącą konserwacji podjęto w sposób reagujący na sytuację rynkową. W przypadku 2w-CfD niezależnych od produkcji: Jeżeli pomoc wypłacana jest w okresach konserwacji (w szczególności planowanej konserwacji) na tych samych warunkach, co poza okresami konserwacji, można przyjąć, że decyzję dotyczącą konserwacji oparto na dochodach rynkowych, a zatem podjęto ją w sposób efektywny.
Zachęcanie do efektywnego uczestnictwa w rynku terminowym energii elektrycznej	W przypadku wszystkich rodzajów 2w-CfD: Okres odniesienia musi być wystarczająco długi, aby zachęcać beneficjentów do efektywnego zabezpieczania się przed przyszłymi wahaniami cen.
		W przypadku instalacji o stosunkowo stabilnym profilu produkcji, takich jak obiekty jądrowe, cenę referencyjną można określić jako średnią każdej ceny rynkowej w odniesieniu do rynków, na których beneficjent będzie sprzedawał energię (np. rynek terminowy, rynek dnia następnego, rynek dnia bieżącego), ważoną wolumenem rzeczywistej sprzedaży elektrowni na każdym z tych rynków. Wykorzystanie średnich cen rynkowych (zamiast uzyskanych cen rynkowych) do ustalenia ceny referencyjnej zachęca beneficjentów do "przechytrzania rynku". Należy zauważyć, że ważenie wielkością rzeczywistej sprzedaży oznacza, iż składowych ceny referencyjnej nie ustala się zewnętrznie, co mogłoby sztucznie wpływać na strategię handlową beneficjenta, lecz ustala się je endogenicznie, w oparciu o jego rzeczywistą strategię handlową. Dobrym alternatywnym rozwiązaniem jest upoważnienie przez państwo przynajmniej jednego uczestnika rynku, niezależnego od operatora instalacji wytwórczych i wybranego w drodze procedury konkurencyjnej, do zapewnienia zabezpieczenia na rynku terminowym w imieniu państwa.
Maksymalizacja wartości inwestycji dla systemu elektroenergetycznego i konsumentów w UE		W przypadku 2w-CfD zależnych od produkcji: Okres odniesienia musi być wystarczająco długi, np. trzymiesięczny, aby zachęcać beneficjentów do inwestowania w instalację maksymalizującą wartość rynkową. W przypadku hybrydowych 2w-CfD: Gdy 2w-CfDy kontrakt różnicowy opiera się na produkcji, okres odniesienia musi być wystarczająco długi, np. trzymiesięczny, aby zachęcać beneficjentów do inwestowania w instalację, która maksymalizuje wartość rynkową. Jest to szczególnie istotne, ponieważ zachęty do lokowania/optymalizowania inwestycji w celu uniknięcia produkcji w okresach cen ujemnych lub w godzinach cen poniżej kosztów produkcji, są osłabione, ponieważ beneficjenci otrzymują wsparcie w tych okresach w sposób niezwiązany z produkcją. W przypadku 2w-CfD niezależnych od produkcji: Należy zwrócić szczególną uwagę na kształtowanie wolumenu referencyjnego takich 2w-CfD, ponieważ oczekuje się, że będzie to miało znaczny wpływ na skuteczność zachęt do maksymalizacji wartości inwestycji w system elektroenergetyczny. Ponadto powinno się poinformować potencjalnych beneficjentów o metodzie określania ceny referencyjnej i wolumenu referencyjnego na długo przed rozpoczęciem procedury przetargowej zgodnej z zasadami konkurencji. Umożliwi im to jak najlepsze uwzględnienie tej metody w ofercie i w decyzjach inwestycyjnych. W przypadku wszystkich rodzajów 2w-CfD: W razie potrzeby można wprowadzić zachęty lokalizacyjne, aby rozwiązać problemy związane z przeciążeniami sieci, zmaksymalizować wartość inwestycji dla systemu i zminimalizować potrzebę kosztownych środków naprawczych. Zachęty te mogą obejmować współczynniki korygujące w wynagrodzeniu w ramach systemu wsparcia lub pozacenowe kryteria systemu energetycznego stosowane do szeregowania ofert. Każdy środek musi być opracowany zgodnie z zasadami pomocy państwa i należycie uzasadniony. Aby umowy były odporne na zmiany struktury rynku, ustalenia umowne dotyczące 2w-CfD powinny zawierać postanowienia określające szczegółowo sposób dostosowania płatności w odpowiedzi na takie zmiany. Może to obejmować zmiany takie jak rekonfiguracja obszaru rynkowego lub zmiana stopnia szczegółowości podstawowego okresu handlowego.
(1) Na przykład cenę na rynku dnia bieżącego można obliczyć za pomocą indeksów uwzględniających ważoną cenę wolumenów obrotu w ostatnich godzinach przed czasem zamknięcia bramki rynku i uwzględniających odpowiednie segmenty rynku tylko wtedy, gdy są one wystarczająco płynne. Ogranicza to ryzyko strategicznych zachowań beneficjentów. (2) Cena referencyjna może być średnią arytmetyczną lub średnią ważoną ceny referencyjnej w okresie odniesienia, pod warunkiem że produkcja beneficjenta nie wpływa na wagi stosowane przy obliczaniu średniej.

ZAŁĄCZNIK  II

Glosariusz

Hybrydowe 2w-CfD: termin "hybrydowe 2w-CfD" odnosi się do kontraktów, w których w określonych okresach wolumeny referencyjne, na podstawie których oblicza się płatności umowne, odpowiadają wolumenom faktycznie wyprodukowanej energii elektrycznej. W innych okresach wolumeny referencyjne oblicza się na podstawie innych danych referencyjnych, takich jak zdolność produkcyjna instalacji.

Wypłaty z tytułu 2w-CfD: wypłaty z tytułu 2w-CfD definiuje się jako przepływy finansowe między beneficjentem a podmiotem zawierającym kontrakt. Przepływy finansowe mogą być ukierunkowane od wykonawcy 2w-CfDego kontraktu różnicowego do beneficjenta, kiedy referencyjna cena rynkowa jest niższa niż kurs wykonania, a od beneficjenta do wykonawcy, kiedy referencyjna cena rynkowa jest wyższa niż kurs wykonania.

2w-CfD oparte na produkcji: termin "2w-CfD oparte na produkcji" odnosi się do kontraktów, w których wolumeny referencyjne, na podstawie których oblicza się płatności umowne, odpowiadają wolumenom energii elektrycznej faktycznie wyprodukowanej przez beneficjenta.

2w-CfD niezależne od produkcji: termin "2w-CfD niezależne od produkcji" odnosi się do kontraktów, w których wolumeny referencyjne, na podstawie których oblicza się płatności umowne, opierają się na zdolności produkcyjnej instalacji lub na produkcji zakładu referencyjnego. W przeciwieństwie do 2w-CfD opartych na produkcji, wolumenów referencyjnych nie oblicza się na podstawie faktycznej produkcji instalacji.

Instalowanie nadmiernych mocy: termin "instalowanie nadmiernych mocy" odnosi się do sytuacji, w której beneficjent instaluje moc wytwórczą wyższą niż wspierana w ramach 2w-CfD.

Referencyjna cena rynkowa: referencyjna cena rynkowa to cena energii elektrycznej, którą porównuje się z kursem wykonania przy obliczaniu płatności umownych z tytułu 2w-CfD. W przypadku gdy referencyjną cenę rynkową oblicza się w okresach odniesienia dłuższych niż podstawowe okresy handlowe, referencyjną cenę rynkową oblicza się jako średnią ceny rynkowej we wszystkich podstawowych okresach handlowych danego okresu odniesienia. Ta obliczona średnia może być arytmetyczna lub ważona na podstawie produkcji energii elektrycznej wytworzonej za pomocą technologii wspieranej instalacji (np. całkowitej produkcji energii wiatrowej na obszarze rynkowym), ale nie na podstawie produkcji samych aktywów objętych wsparciem (w przeciwnym razie obliczenie byłoby równoważne okresowi odniesienia odpowiadającemu podstawowemu okresowi handlowemu).

Okres odniesienia: okresem odniesienia jest okres, dla którego oblicza się referencyjną cenę rynkową.

Wolumen referencyjny: wolumen referencyjny to wolumen, na podstawie którego oblicza się płatność umowną z tytułu 2w-CfD. Można go obliczyć na podstawie zmierzonej wielkości produkcji wspieranej instalacji w przypadku 2w-CfD opartych na produkcji lub może być niezależny od zmierzonej wielkości produkcji w przypadku 2w-CfD niezależnych od produkcji.

Mechanizm wycofania: mechanizm wycofania jest zasadą wymagającą od beneficjenta zwrotu dochodów, gdy cena rynkowa wzrośnie powyżej uzgodnionego kursu wykonania.

Koszt alternatywny: termin "koszt alternatywny" odnosi się do zysku utraconego przez wytwórcę, konsumenta lub dostawcę usług w zakresie elastyczności przy wyborze jednego działania (np. produkcja, konsumpcja lub dostarczanie rezerw) zamiast innego. Na przykład koszt alternatywny elektrowni związany z oferowaniem mocy wytwórczych na rynku bilansującym stanowi dochód, z którego rezygnuje się, nie sprzedając tej energii na rynku dnia następnego.

1 Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2024/1747 z dnia 13 czerwca 2024 r. zmieniające rozporządzenia (UE) 2019/942 i (UE) 2019/943 w odniesieniu do poprawy struktury unijnego rynku energii elektrycznej, Dz.U. L, 2024/1747, 26.6.2024, zmieniające rozporządzenie (UE) 2019/943.

2 Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej (wersja przekształcona), Dz.U. L 158 z 14.6.2019, s. 54.

3 Obowiązek stosowania 2w-CfD w ramach systemów bezpośredniego wsparcia cen dotyczy następujących technologii wytwarzania energii odnawialnej: energia wiatrowa, energia słoneczna, energia geotermalna oraz energia wodna z elektrowni bez zbiorników.

4 Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2024/1711 z dnia 13 czerwca 2024 r. zmieniająca dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2001 z dnia 11 grudnia 2018 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych, Dz.U. L, 2024/1711, 26.6.2024.

5 C/2025/3602.

6 Plan działania na rzecz przystępnej cenowo energii COM(2025) 79 final.

7 Kształtowanie cen na hurtowych rynkach energii elektrycznej obejmuje obecnie optymalizację dostaw energii elektrycznej, zapotrzebowania na energię elektryczną oraz transgranicznych zdolności dostępnych w obrocie. Cena energii elektrycznej na danym obszarze będzie określana na podstawie kosztu krańcowego produkcji najtańszego dostępnego środka dotyczącego dostaw energii elektrycznej niezbędnego do zaspokojenia potrzeb w zakresie zużycia. Aby określić najtańsze dostępne środki dostaw do zaspokojenia zapotrzebowania, wszystkie dostępne aktywa związane z podażą są uszeregowane według poziomu klasyfikacji ich ofert, które opierają się na kosztach krańcowych produkcji w tzw. rankingu cenowym. Poziom cen najtańszej oferty dotyczącej zapotrzebowania i najdroższej oferty dotyczącej dostaw określa cenę hurtową energii elektrycznej. Dodanie instalacji o niskich kosztach krańcowych, takich jak wykorzystujące odnawialne źródła energii, może prowadzić do tego, że jednostki o niższych kosztach krańcowych będą decydować o cenie hurtowej, a to z kolei doprowadzi do niższej hurtowej ceny rynkowej. Należy jednak zauważyć, że na kształtowanie cen hurtowych wpływa wiele czynników, takich jak zakres elastyczności dostępny w systemie elektroenergetycznym.

8 Jak wskazano w dokumencie roboczym służb Komisji w sprawie oceny skutków towarzyszącej komunikatowi "Zabezpieczenie naszej przyszłości - Cel klimatyczny na 2040 r.".

9 Na przykład wytyczne te nie będą zawierać zaleceń dotyczących sposobu uwzględniania kryteriów pozacenowych w aukcjach. Wynika to z: (i) art. 26 aktu w sprawie przemysłu neutralnego emisyjnie (NZIA) (rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2024/1735 z dnia 13 czerwca 2024 r. w sprawie ustanowienia ram środków na rzecz wzmocnienia europejskiego ekosystemu produkcji technologii neutralnych emisyjnie, Dz.U. L, 2024/1735, 28.6.2024); (ii) rozporządzenia (UE) 2025/1176 z dnia 23 maja 2025 r. określającego kryteria wstępnej kwalifikacji i kryteria udzielenia zamówienia w odniesieniu do aukcji na potrzeby wdrażania energii ze źródeł odnawialnych oraz (iii) zalecenia Komisji z dnia 13 maja 2024 r. w sprawie modelu aukcji energii ze źródeł odnawialnych, Dz.U. L, 2025/1176 ("akt wykonawczy do art. 26 aktu w sprawie przemysłu neutralnego emisyjnie"). W wytycznych nie opisano szerzej również warunków, na jakich przepisy finansowe mają zastosowanie do 2w-CfD.

10 Art. 2 ust. 76 rozporządzenia 2019/943 zmieniony rozporządzeniem (UE) 2024/1747.

11 Dokładny okres trwania kontraktu musi być proporcjonalny do poziomu wymaganych inwestycji i nie może przekraczać oczekiwanego okresu eksploatacji.

12 Te rynki energii elektrycznej obejmują umowy dwustronne, takie jak umowy zakupu energii elektrycznej (PPA).

13 Zob. na przykład Kitzing et al. (2024): Contracts-for-Difference to support renewable energy technologies: Considerations for design and implementation [Kontrakty różnicowe wspierające technologie energii odnawialnej: rozważania dotyczące projektowania i wdrażania], sprawozdanie z badań, RSC/FSR, Centrum im. Roberta Schumana, Florence School of Regulation, Europejski Instytut Uniwersytecki; Newbery, D. (2023a). Efficient Renewable Electricity Support: Designing an Incentive compatible Support Scheme [Skuteczne wsparcie na rzecz odnawialnej energii elektrycznej: opracowanie systemu wsparcia zgodnego z zachętami]. The Energy Journal, 44(3); Newbery, D. (2023b). Efficient Renewable Electricity Support: Designing an Incentive compatible Support Scheme [Skuteczne wsparcie na rzecz odnawialnej energii elektrycznej: opracowanie systemu wsparcia zgodnego z zachętami]. The Energy Journal, 44(3), 1-22; Schlecht, I., Maurer, C., i Hirth, L. (2024). Kontrakty finansowe na transakcje różnicowe: The problems with conventional CfDs in electricity markets and how forward contracts can help solve them [Kontrakty finansowe na transakcje różnicowe: problemy związane z konwencjonalnymi kontraktami różnicowymi na rynkach energii elektrycznej oraz sposób, w jaki kontrakty terminowe mogą pomóc w ich rozwiązaniu]. Energy Policy, 186, 113981; Fabra, N., (2023) "Reforming European Electricity Markets: Lessons from the Energy Crisis"["Reforma europejskich rynków energii elektrycznej: wnioski z kryzysu energetycznego"], Energy Economics. 126; Elia Group. (2022): Sustainable 2-sided Contract for Difference design and models for combination with Power Purchasing Agreements - Two-part explanatory note [Zrównoważony projekt dwukierunkowych kontraktów różnicowych oraz modele ich łączenia z umowami zakupu energii elektrycznej - dwuczęściowa nota objaśniająca]. Niepublikowane; lub Kröger, Neuhoff, Richstein (2022) Contracts for Difference Support the Expansion of Renewable Energy Sources while Reducing Electricity Price Risks [Kontrakty różnicowe wspierają rozwój odnawialnych źródeł energii przy jednoczesnym ograniczaniu ryzyka związanego z ceną energii elektrycznej], sprawozdanie DIW Berlin.

14 Jeden z omawianych w literaturze modeli 2w-CfD przewiduje stosowanie ograniczonych dolnym i górnym pułapem kursu wykonania widełek cenowych, w ramach których operator jest narażony na ceny rynkowe.

15 W art. 19d ust. 2 lit. d) rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej ustanowiono obowiązek określenia wynagrodzenia związanego z 2w-CfD w drodze "otwartej, jasnej, przejrzystej i niedyskryminującej konkurencyjnej procedury przetargowej". Uznaje się w nim jednak również, że "w przypadkach gdy nie można przeprowadzić konkurencyjnej procedury przetargowej dwukierunkowe kontrakty różnicowe lub odpowiadające im systemy wywołujące te same skutki - oraz mające zastosowanie ceny wykonania - opracowuje się w taki sposób, by rozdział dochodów do przedsiębiorstw nie stwarzał nieuzasadnionych zakłóceń konkurencji i wymiany handlowej na rynku wewnętrznym".

16 Zob. na przykład Komisja Europejska, Dyrekcja Generalna ds. Energii (2022), Chema Zabala, Alfa Diallo: "Study on the performance of support for electricity from renewable sources granted by means of tendering procedures in the Union 2022" ["Badanie dotyczące wyników wsparcia na rzecz energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych udzielanego w Unii w drodze procedur przetargowych w 2022 r."] oraz sprawozdanie Komisji dotyczące wyników wsparcia na rzecz energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych udzielanego w drodze procedur przetargowych w Unii, COM(2022) 638 final.

17 Przykładami takich wolumenów niezależnych od produkcji mogą być m.in. ograniczony wolumen ustalony ex ante przez organ przeprowadzający aukcję lub, w przypadku 2w-CfD niezależnych od produkcji, potencjał produkcyjny instalacji, profil referencyjny odzwierciedlający produkcję w ramach średniego projektu referencyjnego.

18 Oprócz mechanizmu wycofania wynikającego z 2w-CfD mogą być wymagane inne rodzaje mechanizmu wycofania, aby uniknąć nadmiernej rekompensaty, jak wskazano w wytycznych w sprawie pomocy państwa. Mechanizm wycofania wynikający z 2w-CfD może obowiązywać przez cały okres eksploatacji wspieranego aktywa.

19 Zob. na przykład decyzja Komisji SA.115179 (2024/N) - Włochy FER X TCTF Włoskie wsparcie przejściowe na rzecz produkcji energii elektrycznej w elektrowniach OZE bliskich osiągnięcia równowagi rynkowej. W literaturze omówiono inne możliwe projekty, które obejmują różne sposoby ustalania ceny referencyjnej, wolumenu referencyjnego lub kursu(-ów) wykonania. Zob. na przykład Kitzing et al. (2024), aby uzyskać obszerny przegląd możliwych wariantów projektowych. Inne projekty mogą obejmować premię za elastyczność lub kary. Zob. np. Fabra (2023).

20 Odniesienia do "zakłóceń" w kontekście niniejszych wytycznych należy rozumieć jako skutki 2w-CfD, które stanowią dla beneficjenta zachętę do innego postępowania niż wytwórca "nieobjęty wsparciem". Na przykład 2w-CfD powodują zakłócenia, jeśli zachęcają beneficjenta do produkcji w okresach, w których cena rynkowa jest niższa od kosztów krańcowych produkcji beneficjenta, lub jeżeli beneficjent nie produkuje energii, mimo że ceny rynkowe przewyższają jego koszt krańcowy produkcji. Te przykłady zakłóceń nie mają charakteru wyczerpującego.

21 Zakłada to, że koszt krańcowy produkcji jest niższy od kursu wykonania.

22 Może to oznaczać obliczanie wolumenu referencyjnego w celu odwzorowania profilu produkcji konkretnych instalacji odnawialnych źródeł energii. Oznacza to wdrożenie skutecznych czujników meteorologicznych i zaawansowanego modelowania produkcji energii elektrycznej w celu ustalenia referencyjnej krzywej produkcji lub powiązanie "mocy referencyjnej" ze wspieranym projektem w sposób zapobiegający ryzyku manipulowania oraz eliminujący koszty wdrażania i obciążenia administracyjne.

23 Wniosek dotyczący rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady zmieniającego rozporządzenie (UE) 2021/1119 w sprawie ustanowienia ram na potrzeby osiągnięcia neutralności klimatycznej, COM(2025) 524 final.

24 Komisja Europejska, Plan w zakresie celów klimatycznych na 2040 r. (SWD(2024) 63 final).

25 Komisja Europejska, Plan w zakresie celów klimatycznych na 2040 r. (SWD(2024) 63 final).

26 The Impact of Two-Sided Contracts for Difference on Debt Sizing for Offshore Wind Farms [Wpływ dwukierunkowych kontraktów różnicowych na ustalanie wielkości zadłużenia dla morskich farm wiatrowych] - Mak Dukan, Dogan Keles, Lena Kitzing, 2025.

27 https://www.creg.be/sites/default/files/assets/Publications/Studies/F2590EN.pdf.

28 https://www.creg.be/sites/default/files/assets/Publications/Studies/F2590EN.pdf.

29 Sprawozdanie roczne CACM za 2024 r. - https://www.nemo-committee.eu/assets/files/cacm-annual-report-2024.pdf.

30 Z najlepszych dostępnych danych wynika, że całkowite koszty bilansowania na poziomie UE w 2024 r. są co najmniej 2-3 razy wyższe niż w 2018 r., ale według sprawozdań ENTSO-E dotyczących rynku i bilansowania za lata 2020-2025 nie ma oficjalnie opublikowanych serii skonsolidowanych, które potwierdzałyby dokładną wartość procentową.

31 Należy jednak zauważyć, że różnica w znaku między przedziałem czasowym rynku dnia następnego a rynku dnia bieżącego może wynikać ze zmian w prognozach wytwarzania i zużycia po rynku dnia następnego, na przykład w efekcie zmian pogodowych.

32 

33 Niniejsze wytyczne dotyczą odpowiednich przepisów mających zastosowanie w odniesieniu do dorobku prawnego UE w dziedzinie energii i nie mają na celu uwzględnienia wszystkich przepisów, które mogą mieć zastosowanie do 2w-CfD na mocy prawa UE, takich jak zasady pomocy państwa lub przepisy finansowe.

34 Zob. art. 4 i 6 dyrektywy w sprawie energii odnawialnej.

35 Poza prawem energetycznym ważną rolę w projektowaniu zgodnych z przepisami UE 2w-CfD odgrywają zasady pomocy państwa. W tym względzie należy odnieść się w szczególności do dokumentu Wytyczne w sprawie pomocy państwa na ochronę klimatu i środowiska oraz cele związane z energią - 2022/C 80/01 (CEEAG).

36 Do celów niniejszych wytycznych termin "odnawialne źródła energii" odnosi się do nowych jednostek wytwarzania energii elektrycznej z energii wiatrowej, słonecznej, geotermalnej oraz energii wodnej z elektrowni bez zbiorników.

37 Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2024/1735 z dnia 13 czerwca 2024 r. w sprawie ustanowienia ram środków na rzecz wzmocnienia europejskiego ekosystemu produkcji technologii neutralnych emisyjnie i zmiany rozporządzenia (UE) 2018/1724, Dz.U. L, 2024/1735, 28.6.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1735/oj.

38 Rozporządzenie wykonawcze Komisji (UE) 2025/1176 z dnia 23 maja 2025 r. określające kryteria wstępnej kwalifikacji i kryteria udzielenia zamówienia w odniesieniu do aukcji na potrzeby wdrażania energii ze źródeł odnawialnych, Dz.U. L, 2025/1176, 18.6.2025, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg_impl/2025/1176/oj.

39 Kanibalizacja ma miejsce, gdy dochody i wartość konkretnej technologii energetycznej spadają ze względu na zwiększony udział tej technologii. Kanibalizacja jest wówczas parametrem, który - o ile występuje - może mieć wpływ zarówno na rentowność, jak i na ryzyko dla inwestorów, w szczególności odniesieniu do aktywów wytwórczych energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych.

40 Dotyczy to na przykład 2w-CfD niezależnych od produkcji, w których okres odniesienia odpowiada podstawowemu okresowi handlowemu. Producent inwestujący w projekt pozwalający na wytwarzanie energii elektrycznej według tego samego modelu produkcji co referencyjny profil produkcji będzie miał gwarancję, że za każdą wyprodukowaną MWh otrzyma zapłatę po kursie wykonania. Pozostaje to bez uszczerbku dla korzyści wynikających z opracowania referencyjnego profilu produkcji w sposób spójny z potrzebami systemu.

41 Przykładem są również 2w-CfD, w których państwa członkowskie decydują się wspierać instalację wytwórczą w czasie, gdy nie produkuje ona energii, np. w godzinach cen ujemnych na rynku dnia następnego i dnia bieżącego (tj. 2w-CfD niezależny od produkcji lub hybrydowy 2w-CfD). W związku z tym całkowite wynagrodzenie beneficjenta nie zależy od częstotliwości występowania godzin cen ujemnych, a beneficjent może lepiej prognozować wolumen produkowanej energii elektrycznej wspieranej w ramach 2w-CfD (w MWh/rok), na przykład na podstawie historycznej średniej produkcji. Należy zauważyć, że zmniejsza to ryzyko beneficjentów, a tym samym kurs wykonania określony na podstawie procedury przetargowej zgodnej z zasadami konkurencji. Z drugiej strony przenosi to ryzyko na państwo, które będzie musiało wypłacić beneficjentowi rekompensatę w trakcie częstszych okresów występowania cen ujemnych, w związku z czym kluczowe pozostaje, aby 2w-CfD był zaprojektowany tak, by odpowiednio zachęcać do reagowania na sytuację rynkową, na przykład przez uwzględnienie dłuższych okresów odniesienia.

42 Obecna wersja europejskich wymogów w zakresie użyteczności stanowi, że elektrownie jądrowe muszą być zdolne do codziennej pracy w cyklu obciążenia w określonych granicach. Aby uzyskać więcej informacji, zob. SWD(2025) 160 final, sekcja 2.2.2.

43 W art. 2 pkt 48 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz zmieniającej dyrektywę 2012/27/UE | (wersja przekształcona) (Dz.U. L 158 z 14.6.2019, s. 125) "usługi pomocnicze" zdefiniowano jako usługi niezbędne do działania systemu przesyłowego lub dystrybucyjnego, w tym usługi bilansujące i usługi pomocnicze niezależne od częstotliwości, ale nie obejmujące zarządzania ograniczeniami przesyłowymi.

44 Zob. pkt 123 CEEAG. Należy zauważyć, że w pewnych okolicznościach koszty eksploatacji jednostki obejmują również koszty rampowania w górę i w dół, na przykład w przypadku obiektów jądrowych.

45 Koszt krańcowy produkcji aktywów wytwórczych energii słonecznej lub wiatrowej (tj. koszt produkcji jednej dodatkowej MWh) uznaje się za bardzo niski, bliski 0 EUR/MWh. Biorąc pod uwagę, że nie ma dokładnych danych liczbowych dotyczących dokładnie tych kosztów, na potrzeby niniejszych wytycznych założono, że wynoszą one 0 EUR/MWh.

46 Do celów niniejszego dokumentu termin "rynki terminowe" odnosi się do produktów z dostawą na dwa dni przed zużyciem i produkcją energii w czasie rzeczywistym i obejmuje giełdowe produkty strukturyzowane, takie jak kontrakty terminowe typu future.

47 Jest to szczególnie istotne w przypadku dostawców, którzy muszą stosować szczególne praktyki zarządzania ryzykiem, o których mowa w art. 18a dyrektywy (UE) 2019/944.

48 Jak wskazano w pkt 123 dokumentu Wytyczne w sprawie pomocy państwa na ochronę klimatu i środowiska oraz cele związane z energią z 2022 r.

49 Takie aktywa zazwyczaj nie wytwarzają energii elektrycznej przy maksymalnej zdolności produkcyjnej, lecz raczej przy wartości zadanej, która minimalizuje koszt krańcowy produkcji. W przypadku spodziewanych wysokich cen aktywa mogą zwiększyć swoją produkcję.

50 Na przykład, sposób określenia wolumenu referencyjnego mógłby zachęcać potencjalnych beneficjentów do maksymalizacji nominalnej mocy wytwórczej ich instalacji, lecz nie do budowy niezbędnych instalacji w sposób umożliwiający osiągnięcie tej nominalnej mocy. Na przykład, w przypadku turbin wiatrowych mogłyby one być zaprojektowane z mocą nominalną 10 MW, aby uzyskać dostęp do profilu referencyjnego o tej samej mocy, podczas gdy wielkość łopat można zaprojektować w taki sposób, aby produkować jedynie 6 MW energii. Zminimalizowałoby to koszty inwestycji, a jednocześnie zapewniłoby wysokie dochody w przypadku, gdyby kurs wykonania był wyższy niż cena referencyjna.

51 W tej konkretnej kwestii zob. sprawa dotycząca pomocy państwa SA.115179 (2024/N), motyw 55 lit. b).

52 W tej konkretnej kwestii zob. sprawa dotycząca pomocy państwa SA.115179 (2024/N), motyw 55 lit. a).

53 W tej konkretnej kwestii zob. motyw 12 decyzji w sprawie pomocy państwa SA.115764 (2025/N) w odniesieniu do trzech morskich farm wiatrowych we Francji, która przewiduje wykorzystanie indeksów cen na rynku dnia bieżącego do identyfikowania cen ujemnych.

54 Wskaźnik churn można na przykład zmierzyć jako udział energii elektrycznej będącej przedmiotem obrotu na aukcji podzielony przez całkowitą ilość energii elektrycznej zużytej na szczeblu krajowym.

55 Dotychczas literatura naukowa i praktyka orzecznicza w tej dziedzinie wskazywały na szereg możliwych zakłóceń. Nie można jednak wykluczyć, że dalsze praktyki i badania pozwolą zidentyfikować dodatkowe zakłócenia i zmiany niezbędne do ich wyeliminowania.

56 Na potrzeby przykładu przyjmuje się, że oczekiwane koszty inne niż oczekiwane koszty konserwacji pozostają w całym okresie produkcji stałe lub równe zeru. Niemniej należy je uwzględnić w analizie oczekiwanych kosztów i korzyści.

57 Należy zauważyć, że decyzję w sprawie konserwacji podejmuje się na podstawie oczekiwanych zysków przed faktycznym okresem konserwacji. Po ustaleniu terminu konserwacji prawdopodobnie trudno będzie go zmienić. Rzeczywiste koszty i korzyści mogą odbiegać od oczekiwań. Wszyscy operatorzy rynku, niezależnie od tego, czy korzystają ze wsparcia publicznego, czy też nie, podjęliby jednak decyzję w oparciu o oczekiwania.

58 W przypadku 2w-CfD opartych na produkcji, w ramach których średnią cenę referencyjną oblicza się w długim okresie, wypłata premii/ wycofanie w każdym okresie odniesienia w mniejszym stopniu zależy od tego, czy beneficjent w danym momencie wytwarza energię, a krótkoterminowe wahania dochodów rynkowych przenosi się na producenta. W sytuacjach, w których na koniec danego okresu beneficjent może być w stanie oszacować, że średnia cena referencyjna doprowadzi do zastosowania mechanizmu wycofania, biorąc pod uwagę oczekiwane ceny kasowe w pozostałym czasie trwania okresu, w którym oblicza się średnią, producent może być niepotrzebnie zachęcany do ograniczenia produkcji, nawet jeżeli ceny kasowe nadal są dodatnie, a utrzymanie produkcji leży w interesie systemu. Wynika to z faktu, że w przeciwnym razie beneficjent musiałby zapłacić kwotę wynikającą z mechanizmu wycofania za wyprodukowany dodatkowy wolumen energii elektrycznej w ramach mechanizmu wycofania, nie uzyskawszy równoważnego dochodu z rynku kasowego w odniesieniu do tego wolumenu. W tego rodzaju sytuacji powodującej zakłócenia 2w-CfD mógłby obejmować dynamiczny mechanizm wycofania, w ramach którego wycofanie zmniejsza się wyłącznie do wolumenów energii elektrycznej wyprodukowanej w godzinach, w których występują niskie ceny kasowe, i ogranicza do końca okresu odniesienia oraz tylko do okresów, w których beneficjenci byliby w stanie ustalić, że zostaną objęci mechanizmem wycofania, aby utrzymać zachętę dla producentów energii odnawialnej do zakupu energii elektrycznej w okresach (niskich) dodatnich cen. W tego rodzaju sytuacjach powodujących zakłócenia system mógłby dostosowywać kwoty wynikające z mechanizmu wycofania, tak aby były one równe minimalnej średniej cenie wynikającej z tego mechanizmu lub cenie kasowej. W przypadkach, w których kwoty wynikające z mechanizmu wycofania przekraczają cenę kasową, promotora projektu zasadniczo zachęcano by do zaprzestania produkcji. Jeżeli jednak kwoty wynikające z mechanizmu wycofania w danym momencie zostaną zmienione tak, aby były równe cenie kasowej, promotor projektu zachowałby obojętność i nadal produkowałby energię, gdy jest to korzystne dla systemu. Więcej informacji na temat dynamicznych mechanizmów wycofania można znaleźć w Kitzing et at. (2024).

59 PPA omówiono w sekcji VII.

60 Może to mieć miejsce na przykład, gdy beneficjenci 2w-CfD starają się "przechytrzyć rynek" i uzyskiwać wyższe dochody rynkowe dzięki rentownym decyzjom handlowym na rynku terminowym, przy jednoczesnym ograniczeniu ryzyka. W szczególności, jeżeli cena referencyjna w 2w-CfD obejmuje długi okres (np. roczny), promotor projektu może mieć motywację do dokonywania transakcji terminowych w celu zabezpieczenia swojego ryzyka.

61 Płynność poszczególnych rynków terminowych energii elektrycznej jest bardzo niska na większości obszarów rynkowych, przy czym tylko nieliczne obszary rynkowe cechują się wystarczającą płynnością. Dodatkowe informacje można znaleźć w dokumencie, o którym mowa w przypisie 62.

62 Dokument programowy ACER dotyczący dalszego rozwoju rynku terminowego energii elektrycznej UE https://www.acer.europa.eu/ sites/default/files/documents/Position%20Papers/Electricity_Forward_Market_PolicyPaper.pdf.

63 Bez tego mechanizmu w przypadku okresu odniesienia o niskiej produkcji elektrownia mogłaby znacząco modyfikować cenę referencyjną (która ma zastosowanie do całkowitego wolumenu referencyjnego), po prostu przenosząc sprzedaż z jednego rynku na drugi.

64 Na przykład, jeżeli elektrownia zobowiązała się do sprzedaży na rynku terminowym, a cena na rynku dnia następnego lub dnia bieżącego jest niższa od kosztów krańcowych elektrowni, elektrownia ta powinna mieć możliwość odkupu energii elektrycznej już sprzedanej na rynkach terminowych w celu modulacji swojej produkcji.

65 Z zastrzeżeniem zgodności z zasadami pomocy państwa (zob. sekcja VII.b poniżej).

66 Tj. stosunek długości łopaty do wielkości turbiny lub zagęszczenie turbin wiatrowych na danym terenie.

67 W przypadku odnawialnych źródeł energii dodatkowe inwestycje zwiększające elastyczność mogą odnosić się do kolokacji systemów magazynowania energii. W przypadku energii jądrowej mogą odnosić się do instalowania sprzętu lub dokonywania wyborów projektowych, które dodatkowo zwiększają zdolność pracy nadążnej elektrowni.

68 Zapewnienie, aby inwestycja nie powodowała nadmiernych zakłóceń konkurencji i wymiany handlowej na rynku wewnętrznym oraz aby przyczyniała się do zwiększenia wartości systemu, może obejmować elementy projektu 2w-CfD zachęcające do efektywnej budowy. Takie elementy projektu mogłyby odzwierciedlać osiągnięcie określonych etapów budowy zgodnie z harmonogramem i planowanym budżetem. Niektóre państwa członkowskie wprowadziły kary za niezrealizowanie projektów lub wyniki gorsze od założonych.

69 Ten rodzaj kryterium jest objęty art. 26 NZIA, doprecyzowanym w akcie wykonawczym do art. 26 NZIA.

70 W praktyce oznacza to, że promotor projektu musi zapewnić odbiorcy energię elektryczną, gdy instalacja, do której odnosi się umowa, nie wytwarza energii; lukę tę często określa się jako "koszty kształtowania". Podział ryzyka w PPA również zmienia się z biegiem czasu: podczas gdy w przeszłości odbiorca często ponosił koszty ryzyka związanego z ograniczeniami produkcji energii lub cenami ujemnymi, w miarę jak ich występowanie staje się coraz częstsze, promotorzy projektów często są zmuszeni do pokrycia części lub całości tych kosztów.

71 Inne uzgodnienia rynkowe obejmują bezpośrednią sprzedaż energii elektrycznej na zorganizowanych rynkach energii elektrycznej bez istnienia uzgodnień długoterminowych. Ten wariant nie będzie omawiany w niniejszych wytycznych.

72 Na przykład powinna istnieć możliwość objęcia projektu farmy wiatrowej o mocy 50 MW 2w-CfD na 30 MW mocy. Pozostałą moc można by wówczas sprzedać na przykład w ramach PPA.

73 W tym celu zob. definicję PPA zawartą w rozporządzeniu w sprawie energii elektrycznej, którego art. 2 pkt 77 odnosi się do zakupu energii elektrycznej na zasadach rynkowych.

74 Podobne rezultaty można by teoretycznie osiągnąć, oferując PPA na płynnych platformach rynkowych. Doświadczenie w zakresie platform PPA w UE jest jednak ograniczone.

75 Zob. na przykład nowe instrumenty zawarte w sekcji 4.5 CISAF.

76 Zob. decyzja Komisji w sprawie SA.114440 (2024/N) - Estonia TCTF: Scheme to support offshore wind [Program wsparcia morskiej energii wiatrowej].

77 Pomoc państwa SA.115179 (2024/N) - Włochy FER X TCTF Włoskie wsparcie przejściowe na rzecz produkcji energii elektrycznej w elektrowniach OZE bliskich osiągnięcia równowagi rynkowej.

78 1.c Zob. również sekcja VI.c, w której omówiono podobny mechanizm obrotu na rynku terminowym. Okres obowiązywania takich PPA należy ustalić w taki sposób, aby oferowane PPA nie wpływały na płynność rynków terminowych. W praktyce oznacza to, że takie PPA należy zawierać na okres dłuższy niż okres obowiązywania wystarczająco płynnych produktów rynku terminowego, na przykład na około pięć lat.

• Identyfikator: Dz.U.UE.C.2025.6701
• Rodzaj: wytyczne
• Tytuł: Wytyczne Komisji dotyczące projektowania dwukierunkowych kontraktów różnicowych
• Data aktu: 2025-12-19
• Data ogłoszenia: 2025-12-19