Zawiadomienie Komisji w sprawie Wytycznych dotyczących nieulegających dezaktualizacji opłat sieciowych w celu obniżenia kosztów systemu energetycznego

ZAWIADOMIENIE KOMISJI W SPRAWIE WYTYCZNYCH dotyczących nieulegających dezaktualizacji opłat sieciowych w celu obniżenia kosztów systemu energetycznego

(C/2026/126)

I. Wprowadzenie

Europejska sieć elektroenergetyczna jest głównym filarem europejskiej gospodarki. Jest to najbardziej wzajemnie połączony system na świecie, w którym niezliczona liczba procesów i podmiotów sprawnie współpracuje w celu dostarczania bezpiecznej i przystępnej cenowo energii elektrycznej przy coraz mniejszym udziale paliw kopalnych i jednoczesnym włączeniu ogromnych ilości odnawialnych źródeł energii do ogólnego koszyka energetycznego. Rosnące zapotrzebowanie na energię elektryczną, przyspieszenie elektryfikacji zastosowań końcowych oraz przyspieszone wdrażanie energii odnawialnych wymagają zmian ukierunkowanych na optymalizację sposobu projektowania i eksploatacji sieci elektroenergetycznych. W godzinach, w których występuje wysoki poziom wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych, niskie lub ujemne ceny energii elektrycznej - które w zeszłym roku osiągnęły rekordowy poziom ¹  - świadczą o potrzebie zwiększenia elastyczności systemu i uniknięcia nieefektywnych ograniczeń, przy jednoczesnym umożliwieniu wykorzystania energii tam, gdzie dostępne są najtańsze źródła energii i gdzie jest to najbardziej opłacalne dla całego systemu.

Ponadto za powszechnym wdrażaniem odnawialnych źródeł energii (które często znajdują się tam, gdzie warunki są najodpowiedniejsze, ale niekoniecznie w pobliżu ośrodków zapotrzebowania ani tam, gdzie sieć jest już odpowiednio wzmocniona) musi iść efektywna integracja z siecią. Wymaga to znacznych inwestycji w sieci elektroenergetyczne. Aby rozwijać wewnętrzny rynek energii i zwiększać przepustowość sieci, do 2040 r. ²  konieczne będą prawdopodobnie inwestycje rzędu 730 mld euro na dystrybucję i 477 mld euro na przesył, w tym rozwój sieci przesyłowej energii morskiej. Inwestycje te będą kluczowe dla umożliwienia podłączenia nowych projektów w zakresie czystej produkcji, które ostatecznie doprowadzą do obniżenia średniej hurtowej ceny energii elektrycznej i są niezbędne w kontekście osiągnięcia europejskich celów klimatycznych. Według najnowszego sprawozdania ACER do 2050 r. roczne stopy inwestycji z ostatnich dziesięcioleci mogą się podwoić. Szacuje się również, że inwestycje na poziomie przesyłu będą stanowiły mniejszą część tej kwoty (około jednej trzeciej) w porównaniu inwestycjami na poziomie dystrybucji (około dwóch trzecich) ³ .

Będzie to miało bezpośredni wpływ na opłaty sieciowe, które w ostatnich latach odpowiadały za 24-29 % ⁴  kwoty rachunków za prąd gospodarstw domowych. Chociaż oczekuje się, że sama cena energii będzie niższa, to jednak prawdopodobnie wzrośnie udział kosztów sieci na rachunkach za prąd. Inteligentne i efektywne projektowanie opłat sieciowych będzie miało zasadnicze znaczenie dla zwiększenia efektywności infrastruktury, co z kolei przełoży się na optymalizację ogólnych kosztów systemu. Ma to kluczowe znaczenie dla konkurencyjności UE i zapewnienia przystępności cenowej energii elektrycznej dla odbiorców.

UE jest zaangażowana w osiągnięcie celu dekarbonizacji przy jednoczesnym zwiększeniu przystępności cenowej energii i bezpieczeństwa energetycznego. Ma to kluczowe znaczenie dla konkurencyjności przemysłu europejskiego, zgodnie z zapisami Paktu dla czystego przemysłu, w którym uwzględniono również potrzebę wspierania strategicznej autonomii, zabezpieczenia niezbędnych łańcuchów dostaw i utrzymania dobrobytu gospodarczego na rzecz europejskiego przemysłu. W ramach Paktu dla czystego przemysłu Komisja przyjęła w lutym Plan działania na rzecz przystępnej cenowo energii, który zawiera osiem istotnych działań mających na celu obniżenie kosztów energii dla obywateli i przedsiębiorstw, przy czym większość z tych działań ma zostać zrealizowana w perspektywie krótkoterminowej. W planie działania przeanalizowano czynniki wpływające na wzrost cen energii i w efekcie wskazano koszty dostaw energii, opodatkowanie oraz koszty sieci i systemów jako kluczowe obszary, którymi należy się zająć, aby wpłynąć na obniżenie rachunków za energię dla europejskich odbiorców.

Niezbędna rozbudowa sieci elektroenergetycznej, realizowana w najbardziej opłacalny sposób, musi iść w parze z optymalnym wykorzystaniem infrastruktury.

Opracowanie metod ustalania taryf sieciowych ma na to znaczący wpływ, gdyż może zapewnić wszystkim użytkownikom systemu bodźce niezbędne do zmiany zachowań w sposób, który pomoże obniżyć całkowite koszty systemu.

Niniejszy dokument stanowi realizację kluczowego działania (działanie 1 (a)) w ramach Planu działania na rzecz przystępnej cenowo energii i dostarcza krajowym organom regulacyjnym, które odpowiadają za projektowanie metod ustalania taryf sieciowych, wskazówek dotyczących najlepszego sposobu realizacji tego zadania. Zgodnie z postanowieniami Planu działania na rzecz przystępnej cenowo energii Komisja po opublikowaniu niniejszych wytycznych może w razie potrzeby przedstawić wiążący wniosek ustawodawczy w sprawie metod ustalania taryf ⁵ .

Celem niniejszych wytycznych jest udzielenie krajowym organom regulacyjnym wsparcia w opracowywaniu metod ustalania taryf, które wiążą się z optymalnym wykorzystaniem istniejącej infrastruktury sieciowej i przyczyniają się do ograniczenia do minimum wymaganych dodatkowych inwestycji, a tym samym do zapewnienia bardziej przystępnej cenowo energii. Zaleca się w nich znaczącą zmianę sposobu projektowania taryf sieciowych tak, aby odpowiadały potrzebom zdekarbonizowanego systemu energetycznego, z większym udziałem użytkowników poprzez zdecentralizowaną produkcję energii, integrację systemu energetycznego, magazynowanie energii, elastyczność po stronie popytu i dostępność inteligentnych liczników. Zamiast opierać się na ogólnej wielkości zużycia, proponuje się bardziej szczegółowe metody obliczeń, które finansowo zachęcają użytkowników sieci do dostosowywania zużycia energii lub przesunięcia jej na taki czas i w takie miejsca, w których dostępne są najtańsze źródła energii i kiedy jest to najbardziej opłacalne dla systemu energetycznego i ogółu odbiorców, aby jak najlepiej wykorzystywać istniejącą infrastrukturę sieciową i zminimalizować wymagane dodatkowe inwestycje. Dzieje się tak już w przypadku cen energii elektrycznej, a umowy uwzględniające dynamiczne ceny są powszechnie dostępne w państwach członkowskich ⁶ , jednak taryfy sieciowe są na ogół nadal dość stabilne pod względem czasu i miejsca korzystania z energii ⁷ .

Chociaż nie ma rozwiązań uniwersalnych, w niniejszym dokumencie przedstawiono wytyczne dla państw członkowskich i krajowych organów regulacyjnych dotyczące przyszłościowego i skutecznego zestawu metod służących optymalizacji wykorzystania istniejącej sieci, sprzyjających rozbudowie sieci przy jak najniższych kosztach oraz zapewnieniu sprawiedliwego i odzwierciedlającego koszty podziału opłat sieciowych przy jednoczesnym wspieraniu europejskiej konkurencyjności, pogłębienia elektryfikacji i dekarbonizacji. W tym kontekście istotne są konteksty lokalne, takie jak poziom elektryfikacji lub profil produkcji i obciążenia na danym obszarze, które kształtują sposób, w jaki użytkownicy sieci reagują na zachęty. Obniżenie ogólnych kosztów systemu przyniesie w przyszłości korzyści wszystkim odbiorcom, zarówno gospodarstwom domowym, jak i przemysłowi.

II. Czym są taryfy sieciowe?

Taryfy sieciowe to opłaty, które uiszczają wszyscy użytkownicy podłączeni do systemu za usługę polegającą na możliwości przesyłu energii elektrycznej z punktu jej wytworzenia do miejsca jej wykorzystania. Taryfy umożliwiają zwrot kosztów inwestycji w aktywa sieci przesyłowej i dystrybucyjnej, inteligentne liczniki, koszty konserwacji i napraw istniejącej sieci, bieżące usługi systemowe oraz koszty operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych. Koszty, które można odzyskać z taryf sieciowych, obejmują nakłady inwestycyjne związane z inwestycjami w infrastrukturę ("CapEx"), wydatki operacyjne związane z codziennym zarządzaniem systemem ("OpEx"), wynagrodzenie operatorów systemów, koszty strat sieciowych, koszty bilansowania systemu i usług pomocniczych, koszty zarządzania ograniczeniami przesyłowymi i inne.

Taryfy sieciowe charakteryzują się złożoną strukturą, muszą równoważyć różne potrzeby systemu, a jednocześnie zachęcać do podejmowania racjonalnych pod względem kosztów decyzji dotyczących wieloletnich inwestycji w sieć i zapewniać silne bodźce do kontrolowania ogólnych kosztów operacyjnych systemu. Ustala się je na okresy regulacyjne (zazwyczaj 4 do 5 lat), w których krajowy organ regulacyjny określa poziom wynagrodzenia taryfowego (tj. dozwolonych przychodów dla operatorów systemów) oraz metody ustalania taryf, które określają zachęty dla operatorów systemów, a także sposób podziału całkowitych kosztów między użytkowników sieci w formie opłat sieciowych. Ten cykl regulacyjny zapewnia stabilność, a jednocześnie często stosuje się korekty w połowie okresu lub korekty roczne w celu zapewnienia, aby dozwolone poziomy przychodów operatorów systemu oraz poziomy opłat sieciowych były spójne z niezbędnymi działaniami operatorów systemów w odpowiedzi na zmieniające się okoliczności.

III. Ramy prawne

a) Podmiotami właściwymi są niezależne krajowe organy regulacyjne.

Zgodnie z prawodawstwem UE za projektowanie taryf sieciowych odpowiada niezależny krajowy organ regulacyjny ⁸ . Do obowiązków organu regulacyjnego należy ustalanie lub zatwierdzanie, na podstawie przejrzystych kryteriów, taryf przesyłowych lub dystrybucyjnych lub metod ich ustalania lub zarówno taryf, jak i metod ⁹ . Państwa członkowskie są zobowiązane zagwarantować niezależność krajowego organu regulacyjnego i zadbać o to, aby wykonywał on swoje uprawnienia w sposób bezstronny i przejrzysty. Krajowy organ regulacyjny musi być zatem prawnie odrębny i funkcjonalnie niezależny od innych podmiotów publicznych lub prywatnych, działać niezależnie od wszelkich interesów rynkowych i podejmować samodzielne decyzje, niezależnie od jakichkolwiek podmiotów politycznych ¹⁰ . Niezależność krajowych organów regulacyjnych od rządów i parlamentów krajowych w zakresie wykonywania uprawnień taryfowych została sprawdzona i potwierdzona przez Europejski Trybunał Sprawiedliwości (zwany dalej "Trybunałem").

W swoim orzecznictwie Trybunał konsekwentnie utrzymywał, że krajowe organy regulacyjne podejmują własne decyzje w sposób autonomiczny i wyłącznie w interesie publicznym, aby zapewnić zgodność z celami rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej ¹¹  i dyrektywy w sprawie energii elektrycznej ¹² , i nie podlegają żadnym zewnętrznym instrukcjom ze strony innych podmiotów publicznych lub prywatnych.

Trybunał stwierdził, że podstawowe zadanie krajowych organów regulacyjnych, polegające na opracowywaniu i zatwierdzaniu metod ustalania taryf, nie może być przedmiotem interwencji zewnętrznej. W istocie interwencja rządu, parlamentu, w szczególności w formie aktów ustawodawczych, i jakichkolwiek organów publicznych innych niż krajowe organy regulacyjne ogranicza się bowiem do ponownego wyrażenia ogólnych zasad określonych w dyrektywie i rozporządzeniu w sprawie energii elektrycznej oraz do ustanowienia ogólnych wytycznych politycznych, o ile nie odnoszą się one do katalogu podstawowych kompetencji krajowego organu regulacyjnego określonego w dyrektywie w sprawie energii elektrycznej. Zostało to określone w wyrokach dotyczących Niemiec w 2021 r. ¹³  oraz Belgii ¹⁴  i Słowacji w 2020 r. ¹⁵

Trybunał orzekł również, że rząd nie może powoływać ani odwoływać kierownictwa krajowego organu regulacyjnego ze względu na brak zgody co do treści metody ustalania taryf ¹⁶ .

Ponadto należy zauważyć, że ustalanie taryf jest złożonym zadaniem i niezwykle ważne jest, aby państwa członkowskie zapewniły krajowemu organowi regulacyjnemu odpowiednie zasoby. Dyrektywa w sprawie energii elektrycznej nakłada na państwo członkowskie obowiązek zapewnienia, aby krajowy organ regulacyjny miał wszystkie zasoby kadrowe i finansowe ¹⁷ , których potrzebuje do prawidłowego wykonywania zadań związanych z ustalaniem taryf, zgodnie z prawodawstwem UE. W niektórych państwach członkowskich operatorzy systemów proponują własną taryfę i może się zdarzyć, że krajowe organy regulacyjne nie dysponują zasobami niezbędnymi do pełnego zapoznania się ze szczegółowymi informacjami i udoskonalenia metodologii.

Jest to kwestia, którą wszystkie państwa członkowskie powinny przeanalizować na szczeblu krajowym, a Komisja zadba o to, aby niezależność krajowych organów regulacyjnych w określaniu metod ustalania taryf sieciowych była należycie chroniona i zabezpieczona na mocy prawa krajowego.

(Zob. sprawozdanie ACER dotyczące taryf za 2025 r., s. 71-72).

W sekcji 6.2 sprawozdania ACER na temat praktyk w zakresie taryf sieciowych (2025 r.) ACER odnosi się do wad w publikacji informacji taryfowych i przedstawia listę zaleceń, które należy wdrożyć, aby zaostrzyć wymogi w zakresie przejrzystości (art. 18 rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej).

b) Zasady projektowania taryf sieciowych

Jak wskazano powyżej, krajowy organ regulacyjny jest uprawniony do ustalania systemu taryfowego. Jednakże prawodawstwo UE wprowadza w tym zakresie pewne ograniczenia. Zasady opracowywania taryf sieciowych określono w rozporządzeniu w sprawie energii elektrycznej, w tym w jego późniejszych zmianach zawartych w pakiecie dotyczącym reformy struktury rynku energii elektrycznej ¹⁸ . Podstawowa zasada zapisana w art. 18 rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej stanowi, że opłaty sieciowe powinny odzwierciedlać koszty i zachęcać do efektywnego korzystania z istniejącej sieci poprzez dostarczanie użytkownikom sieci sygnałów cenowych w celu dostosowania ich zachowania. W istocie, zgodnie z rozporządzeniem, opłaty sieciowe odzwierciedlają koszty, muszą być przejrzyste, uwzględniają potrzebę zapewnienia bezpieczeństwa i elastyczności sieci oraz odzwierciedlają rzeczywiście poniesione koszty... Ponadto system taryfowy powinien wspierać ogólną efektywność systemu, a także dostarczać sygnałów cenowych dla odbiorców i producentów, sygnałów lokalizacyjnych na poziomie Unii oraz uwzględniać wielkość strat sieciowych i powodowane ograniczenia przesyłowe, a także koszty inwestycji infrastrukturalnych ¹⁹ .

Dodatkowe zasady projektowania taryf są kolejnym dowodem na to, że współustawodawcy dostrzegają rosnącą potrzebę wprowadzania zachęt mających na celu zwiększenie elastyczności i szybkości reakcji w zakresie zachowań użytkowników sieci. Na przykład w art. 18 ust. 2 rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej wymaga się wprowadzenia środków zachęty mających na celu zapewnienie odpowiednich zachęt krótkoterminowych i długoterminowych, w tym inwestycji wyprzedzających ²⁰ , ukierunkowanych na wspieranie integracji odnawialnych źródeł energii, elastyczności, rozwiązań optymalizacyjnych dla istniejących sieci, reakcji popytu oraz przyczyniania się do realizacji celów krajowych planów w dziedzinie energii i klimatu.

Aby wesprzeć krajowe organy regulacyjne w opracowywaniu krajowego systemu taryfowego i ograniczyć ryzyko fragmentacji rynku, Agencja Unii Europejskiej ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki ("ACER") co dwa lata sporządza sprawozdanie na temat metod ustalania taryf przesyłowych i dystrybucyjnych. Najnowsze sprawozdanie opublikowano 26 marca 2025 r. ²¹  i przedstawiono w nim najlepsze praktyki i zalecenia dla krajowych organów regulacyjnych. Krajowe organy regulacyjne powinny uwzględniać te sprawozdania w swoich pracach, biorąc jednocześnie pod uwagę specyfikę danego kraju. Niniejsze wytyczne opierają się zatem również na uwagach ACER.

Zgodnie z przepisami opłaty sieciowe stosowane przez operatorów sieci mają być przejrzyste, uwzględniać potrzebę zapewnienia bezpieczeństwa i elastyczności sieci i odzwierciedlać rzeczywiście poniesione koszty w zakresie, w jakim odpowiadają one kosztom ponoszonym przez operatora sieci o porównywalnej wydajności i strukturze, oraz należy je stosować w sposób niedyskryminacyjny. Opłaty te nie obejmują niepowiązanych kosztów wspierających niepowiązane cele strategiczne ²² .

W tradycyjnych systemach taryfowych sieci elektroenergetycznych stosowano podział na nakłady inwestycyjne i wydatki operacyjne w ramach regulacyjnej kontroli cen, z preferencyjnym traktowaniem nakładów inwestycyjnych w infrastrukturę, które z reguły reguluje się za pomocą określonej oczekiwanej stopy zwrotu z inwestycji. Podejście to należy jednak zaktualizować, aby dostosować je do nadrzędnej polityki dekarbonizacji i zwiększonej elektryfikacji, a także decentralizacji produkcji energii. W związku z tym w 2024 r. zmieniono art. 18 rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej. Obecnie zgodnie z przepisami wymaga się podejścia opartego na całkowitych wydatkach ("TotEx"), zgodnie z którym taryfy powinny odzwierciedlać koszty stałe ponoszone przez operatorów systemów przesyłowych i operatorów systemów dystrybucyjnych oraz uwzględniać zarówno nakłady inwestycyjne, jak i koszty operacyjne, aby zapewnić odpowiednie zachęty dla operatorów systemów przesyłowych i operatorów systemów dystrybucyjnych w krótko- i długoterminowej perspektywie, w tym inwestycje wyprzedzające, w celu zwiększenia efektywności, w tym efektywności energetycznej. W ten sposób metody ustalania taryf powinny zachęcać do całościowego myślenia o potrzebach systemu i najskuteczniejszych rozwiązaniach, które te potrzeby zaspokoją ²³ . Dzięki takiemu podejściu krajowe organy regulacyjne mogą zachęcać operatorów systemów przesyłowych ("OSP"), operatorów systemów dystrybucyjnych ("OSD") i uczestników rynku do inwestowania w opłacalne systemy, które umożliwiają elastyczność i optymalne wykorzystanie sieci w miejsce bardziej tradycyjnego podejścia do budowania sieci ²⁴ .

"Incentivising Network Innovation - RAP Blueprint" [Zachęcanie do innowacji w sieci - plan działania RAP].

A new approach for a changing world [Nowe podejście do zmieniającego się świata] | Frontier Economics.

Ponadto art. 6a dyrektywy w sprawie energii elektrycznej ²⁵  ma na celu rozwiązanie problemu ograniczonej przepustowości sieci, z którym zmaga się wiele państw członkowskich ²⁶ . W niektórych państwach członkowskich, gdy sieć osiągnie określony poziom przepustowości połączeń, zwiększenie liczby podłączeń nie jest możliwe, chyba że użytkownicy sieci zgodzą się na dostosowanie swoich zachowań w sposób przyjazny dla systemu, a tym samym na zwiększenie lokalnych zdolności przesyłowych. W takich okolicznościach można by wykorzystać elastyczność w zakresie magazynowania i popytu, by zmniejszyć obciążenie sieci poprzez zwiększenie zużycia lokalnej energii w czasie i miejscu, gdzie występują istotne ograniczenia przesyłowe, a także dostarczając energię elektryczną poza szczytowym obciążeniem systemu i gdy dostępna jest odpowiednia przepustowość sieci.

W art. 6a wskazano zatem, że krajowy organ regulacyjny powinien opracować ramy umożliwiające OSP i OSD oferowanie możliwości zawierania niegwarantowanej, elastycznej umowy przyłączeniowej ²⁷  na obszarach, na których przepustowość sieci na potrzeby nowych podłączeń jest ograniczona lub nie ma jej wcale. Celem jest znalezienie równowagi między bezpieczeństwem operacyjnym a potrzebą przyłączania do sieci nowych użytkowników w sposób korzystny dla systemu, w którym występują ograniczenia przesyłowe. W niektórych państwach członkowskich istnieje już praktyka oferowania podłączeń niegwarantowanych, a obecnie będzie ona wymagana w całej UE. Praktyka ta nie powinna opóźniać niezbędnych wzmocnień sieci, a art. 6a stanowi ponadto, że po wzmocnieniu sieci należy zapewnić przejście na stałe podłączenia w oparciu o ustalone kryteria. Jednak na obszarach, na których krajowy organ regulacyjny lub inny właściwy organ uznał wzmocnienie sieci za rozwiązanie nieopłacalne, należy na stałe umożliwić elastyczne umowy przyłączeniowe, w tym w zakresie magazynowania energii. Biorąc pod uwagę, że tego rodzaju umowy przyłączeniowe nie oferują nieograniczonego dostępu do sieci, należy to odzwierciedlić w opłatach sieciowych pobieranych od użytkowników korzystających z tego typu podłączeń.

Praktyki państw członkowskich - Niderlandy

Większość państw zapewnia użytkownikom sieci określony poziom elastyczności w ramach elastycznych umów przyłączeniowych, w tym warunki ograniczające wprowadzanie energii do sieci i jej pobieranie z sieci. Elastyczne umowy przyłączeniowe zazwyczaj oferuje się na zasadzie dobrowolności w celu wspierania bilansowania systemu, ograniczenia szczytowych obciążeń systemu i zmniejszenia konieczności zatłaczania do sieci. Niderlandy oferują trzy rodzaje elastycznych umów przyłączeniowych: w pełni elastyczne; umowy gwarantujące minimalną dostępność; umowy gwarantujące dostępność w określonych przedziałach czasowych (ang. timeslot). W pełni elastyczne umowy na poziomie dystrybucji i przesyłu są dostępne wyłącznie na obszarach z ograniczeniami przesyłowymi. Użytkownicy korzystający z takich umów płacą jedynie taryfę za swój miesięczny szczyt, a nie za zakontraktowaną moc. Umowy gwarantujące minimalną dostępność obowiązują w sieci przesyłowej zarówno na obszarach z ograniczeniami przesyłowymi, jak i poza nimi. Użytkownicy nie mogą zwiększyć swojego rzeczywistego poziomu szczytowego, nawet jeśli moc jest dostępna, a zakontraktowana moc jest gwarantowana przez 85 % czasu. Użytkownicy płacą taryfę za swój miesięczny szczyt, ale nie za zakontraktowaną moc. Umowy uwzględniające przedziały czasowe są dostępne w sieciach dystrybucyjnych zarówno w obszarach z ograniczeniami przesyłowymi, jak i poza nimi. Zapewniają one dostęp do przepustowości sieci w zakontraktowanych przedziałach czasowych. Część taryfy stanowi opłata za zakontraktowaną moc, a część za miesięczny szczyt.

Te elastyczne rozwiązania zostały wprowadzone ze względu na narastające ograniczenia przesyłowe sieci w wielu obszarach Niderlandów i umożliwiają nowym użytkownikom sieci uzyskanie przynajmniej częściowego dostępu do sieci, a dotychczasowych użytkowników mają zachęcić do zwolnienia przepustowości poprzez zmianę umów przyłączeniowych.

Wreszcie, aby uwzględnić zmieniającą się rolę, jaką odgrywają systemy dystrybucyjne - większość nowych projektów dotyczących odnawialnych źródeł energii jest przyłączona na poziomie dystrybucji - w rozporządzeniu wskazano, że opłaty sieciowe nie powinny czynić rozróżnienia pomiędzy produkcją przyłączoną na poziomie dystrybucji i produkcją przyłączoną na poziomie przesyłu. Rozporządzenie Komisji (UE) nr 838/2010 zawiera limity opłat sieciowych, które mogą być stosowane wobec producentów na poziomie przesyłu, należałoby zatem wyjaśnić, w jaki sposób rozporządzenia te należy interpretować łącznie. Biorąc pod uwagę zasadę niedyskryminacji określoną w rozporządzeniu w sprawie energii elektrycznej, Komisja jest zdania, że przedziały określone w rozporządzeniu 838/2010 powinny stanowić punkt wyjścia do obliczania opłat sieciowych, które mają mieć zastosowanie do wytwórców na poziomie dystrybucji. Nie oznacza to jednak, że muszą one być dokładnie takie same, biorąc pod uwagę zasadę odzwierciedlenia kosztów. Różnice w opłatach mogą być uzasadnione obniżonymi lub dodatkowymi kosztami systemowymi, które mogą wynikać z faktu przyłączenia na poziomie dystrybucji.

IV. W kierunku bardziej efektywnego projektowania taryf sieciowych

W europejskich systemach energetycznych następuje zmiana paradygmatu. W przeszłości duże, scentralizowane i sterowalne źródła energii pokrywały zapotrzebowanie na przewidywalne obciążenia. Obecnie system energetyczny charakteryzuje się jednak większym udziałem zdecentralizowanej energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych o zmiennej wydajności ²⁸ , a zapotrzebowanie na energię elektryczną prawdopodobnie wzrośnie w miarę dekarbonizacji i elektryfikacji kolejnych sektorów gospodarki. Zmieniają się także przepływy energii elektrycznej w sieci elektroenergetycznej ze względu na dużą koncentrację energii odnawialnej w niektórych obszarach sieci i zwiększenie rozproszonego wytwarzania energii na poziomie gospodarstw domowych (na przykład w przypadku dachowych paneli fotowoltaicznych). W tym kontekście zmienia się również rola sieci elektroenergetycznej i związane z nią opłaty. Taryfy sieciowe mogą mieć wpływ na ukierunkowanie inwestycji, a także na zachowanie użytkowników już przyłączonych do sieci; taryfy mogą zachęcać lub zniechęcać do elastyczności niezbędnej do minimalizowania kosztów systemu. W związku z tym, chociaż zwrot kosztów stanowi główny cel taryf sieciowych, mogą one również stanowić istotną zachętę zarówno dla operatorów systemów, jak i użytkowników do osiągnięcia określonych celów.

Jeżeli chodzi o sygnały lokalizacyjne, wzrost rozproszonego wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych i innych ma wpływ na ogólne koszty systemu, zwłaszcza na poziomie dystrybucji ²⁹ . W związku z tym inteligentniejsze projektowanie taryf sieciowych w połączeniu z odpowiednimi zachętami może pomóc w ukierunkowaniu inwestycji w wytwarzanie energii bliższe popytowi (i odwrotnie) lub tam, gdzie zdolność przesyłowa sieci już istnieje (np. w miejscach, w których wycofuje się z eksploatacji elektrownie opalane paliwami kopalnymi lub w których występowało duże zapotrzebowanie przemysłowe), zapewnić korzystanie z sieci w sposób przyjazny dla sieci, a tym samym - z czasem - pomoże zmniejszyć kosztowne ograniczenia przesyłowe, ograniczyć ogólne potrzeby inwestycyjne i zminimalizować koszty sieci dla wszystkich użytkowników. Może również ułatwić ukierunkowanie inwestycji na elastyczne rozwiązania nieoparte na paliwach kopalnych, takie jak magazynowanie i reakcja popytu, aby zlokalizować te rozwiązania, np. w pobliżu obszarów charakteryzujących się znaczną zmiennością wytwarzania energii odnawialnej. W połączeniu z innymi środkami sygnały lokalizacyjne w projektowaniu taryf sieciowych mogą wzmocnić sygnały inwestycyjne dotyczące lokalizacji dla użytkowników sieci, a tym samym poprawić ogólną opłacalność.

W systemie charakteryzującym się rosnącymi potrzebami w zakresie elastyczności należy stosować zasadę odzwierciedlenia kosztów, aby zagwarantować, że podział kosztów sieci między użytkowników systemu sprawiedliwie odzwierciedla koszty, które użytkownicy generują w systemie, lub ich udział w utrzymaniu systemu. W przeciwnym razie istnieje ryzyko, że krajowe organy regulacyjne nie uwzględnią w prawidłowy sposób rzeczywistych kosztów generowanych przez użytkowników, co doprowadzi do przeniesienia tych kosztów sieci na innych. Dla przykładu, w porównaniu z obecnymi danymi, wymagania dotyczące elastyczności do 2030 r. wzrosną ponad dwukrotnie, a do 2050 r. będą siedmiokrotnie większe ³⁰ . Jednym z kluczowych obszarów, w których taryfy sieciowe mogą odgrywać nieocenioną rolę, jest ograniczenie obciążenia szczytowego. Sieci elektroenergetyczne na ogół projektuje się w taki sposób, aby pokrywały obciążenie szczytowe, a wszelkie zachęty dla odbiorców energii w postaci opłat sieciowych, które mają obniżyć obciążenie szczytowe, prowadzą do zmniejszenia inwestycji w system energetyczny w celu pokrycia tego zapotrzebowania.

Taryfy sieciowe wraz z uwzględnionym na rachunku składnikiem energii mogą stanowić zachętę do zmiany zachowań w zakresie korzystania z sieci. Opłaty oparte na mocy i taryfy dynamiczne (energia i sieć) mogą zachęcać do zachowań polegających na przesunięciu zużycia na okresy pozaszczytowe, gdy dostępna jest znacząca zdolność przesyłowa ³¹ . W związku z tym taryfy dynamiczne mogą pomóc w zaspokojeniu potrzeb w zakresie elastyczności, a tym samym ograniczyć zapotrzebowanie na inne kosztowne środki, takie jak zamawianie usług w zakresie elastyczności ³² . Może to pomóc częściowo ograniczyć potrzebę rozbudowy sieci, a tym samym obniżyć opłaty sieciowe ujęte na rachunkach za energię elektryczną i uiszczane przez odbiorców, a jednocześnie bezpośrednio obniżyć rachunki tych odbiorców, którzy są w stanie elastyczniej korzystać z energii elektrycznej.

Kluczową kwestią dla krajowych organów regulacyjnych jest złożoność struktury. Metody ustalania taryf muszą motywować do zachowań mających na celu obniżenie kosztów systemu, ale muszą być również wystarczająco zrozumiałe i przewidywalne dla odbiorców, aby umożliwić im reagowanie na sygnały cenowe. Zdolność reagowania poszczególnych użytkowników sieci może się różnić w zależności od ich profilu, ale przy dalszym upowszechnianiu zasobów zelektryfikowanych (np. baterii, ogrzewania elektrycznego i pojazdów elektrycznych), wprowadzaniu inteligentnych systemów pomiarowych i możliwości automatyzacji dzięki solidnej strukturze koncentratora oczekuje się, że w miarę upływu czasu zdolność użytkowników sieci do reagowania na sygnały strefowe znacznie wzrośnie. Jeżeli chodzi o nowe technologie i użytkowników sieci - takich jak pojazdy elektryczne i społeczności energetyczne - sprawozdanie ACER z 2025 r. ³³  zawiera więcej szczegółów na temat możliwych strategii projektowania taryf w tym obszarze oraz przykłady praktyk stosowanych przez państwa członkowskie.

Brak możliwości reagowania na sygnały cenowe (np. brak inteligentnych liczników) stanowi barierę uniemożliwiającą czerpanie wszystkich korzyści z bardziej efektywnego systemu taryfowego, w związku z tym konieczne jest zrównoważone i kompleksowe podejście do zarządzania zmianami. W metodach ustalania taryf należy w stosownych przypadkach uwzględnić obecne ograniczenia przesyłowe z możliwością zastosowania opcji dobrowolnej zgody (opt-in) w odniesieniu do niektórych elementów lub zmiany rozłożonej w czasie, o której wszyscy użytkownicy zostaną należycie poinformowani i która da użytkownikom możliwość dostosowania się. Ponadto, aby umożliwić wykorzystanie pełnego potencjału odbiorców w zakresie elastyczności, ważne są przewidywalne taryfy sieciowe, w których poziomy cen lub okresy szczytowe lub metody ich ustalania są jasno określone z wystarczającym wyprzedzeniem.

Jeśli chodzi o inteligentne liczniki, chociaż ich wprowadzanie jest kluczowym czynnikiem umożliwiającym zmianę zachowań odbiorców, nie jest to jedyny warunek konieczny do wykorzystania pełnego potencjału bardziej dynamicznego i odzwierciedlającego koszty systemu taryfowego. Z technicznego punktu widzenia kluczowe znaczenie dla zwiększenia efektywności sieci i umożliwienia jej dostosowania do zmieniających się wzorców wytwarzania i zużycia energii, które mają wpływ na sieć, ma również cyfryzacja sieci. W tym celu regulacje oparte na zachętach mogą zachęcać operatorów systemów do wdrażania kluczowych, niezbędnych zmian.

Co się tyczy agregacji po stronie popytu, należy w państwach członkowskich wdrożyć w sposób kompletny ramy dotyczące koncentratorów, aby w pełni wykorzystać potencjał rynku. Koncentratorzy, działający w imieniu odbiorców, mogą złagodzić panujące wśród odbiorców wrażenie złożoności. Ich model biznesowy może sprzyjać szybszemu upowszechnianiu zautomatyzowanych i elastycznych rozwiązań, aby umożliwić najbardziej opłacalne wykorzystanie sieci, bez nakładania nadmiernych obciążeń na odbiorców.

Co więcej, zmiany w projektowaniu metod ustalania taryf sieciowych zachodzą w szerszym kontekście politycznym, w którym konkurencyjność przemysłu i dekarbonizacja są priorytetami w obliczu rosnącej globalnej konkurencji. Zmiany w strukturze taryf powinny zatem odzwierciedlać punkt wyjścia zaangażowanych sektorów gospodarki, wspierać upowszechnianie czystej energii i zapewniać odpowiedni system zachęt, który będzie motywował do zmiany zachowań bez nadmiernych kosztów.

V. Oczekiwane korzyści

Ogólne korzyści, jakich można się spodziewać w związku z taką zmianą, są bardzo znaczące: niższe koszty zarządzania siecią, zmniejszenie nieefektywnych ograniczeń przesyłowych, poprawa zdolności do absorpcji większego udziału energii wytwarzanej ze źródeł odnawialnych, w stosownych przypadkach, oraz zmniejszenie ogólnego zapotrzebowania na wzmocnienie sieci.

Na przykład według sprawozdania, które niedawno opublikował rząd niderlandzki, szacowane całkowite potrzeby inwestycyjne w energię elektryczną w Niderlandach do 2040 r. wynoszą 195 mld euro, ale co ważne, analiza wskazuje również, że lepsze wykorzystanie sieci mogłoby w samych Niderlandach zmniejszyć inwestycje ogółem o nawet 22,5 mld euro ³⁴ . Podobne efekty wykazano w innych państwach członkowskich, w których opłaty sieciowe lepiej odzwierciedlające koszty znacząco ograniczyły zużycie energii podczas obciążenia szczytowego, a tym samym konieczność rozbudowy sieci elektroenergetycznej.

W badaniu, które dotyczyło Niemiec, firma Agora Energiewende przedstawiła model, w którym można skutecznie aktywować elastyczność gospodarstw domowych po stronie popytu, posługując się taryfami dynamicznymi, w tym dynamicznymi opłatami sieciowymi ³⁵ . W badaniu tym wykazano, że istnieje możliwość przeniesienia ponad 100 TWh obciążenia, aby dostosować je do potrzeb gospodarstw domowych w 2035 roku. Stanowi to ponad 10 % całkowitego rocznego zużycia energii elektrycznej, około połowę zużycia energii elektrycznej w gospodarstwach domowych i przekracza wcześniejsze oczekiwania dotyczące dostępnego potencjału elastyczności po stronie popytu. W badaniu ustalono również, że zmniejszenie obciążenia sieci niskiego napięcia i w konsekwencji ograniczenie konieczności jej rozbudowy może przełożyć się na obniżenie niemal o połowę dodatkowych kosztów rozbudowy sieci, wynikających z integracji elastycznego popytu (pojazdy elektryczne, pompy ciepła i domowe magazyny energii), z 10,5 mld euro do 5,8 mld euro. Niższe koszty sieci są korzystne dla wszystkich odbiorców energii elektrycznej, a zwłaszcza tych, którzy przyczyniają się do integracji systemów.

Korzyści płynące z uruchomienia elastyczności po stronie popytu mogą przełożyć się na znaczne dodatkowe oszczędności, w uzupełnieniu ograniczonej potrzeby rozbudowy sieci. W tym samym badaniu Agora Energiewende stwierdzono, że wykorzystanie elastyczności po stronie popytu jest w Niemczech dziewięciokrotnie tańsze niż rozwiązania alternatywne po stronie wytwarzania. Jeżeli potencjał elastyczności pojazdów elektrycznych, pomp ciepła i domowych instalacji magazynowania energii będzie wykorzystywany w sposób inteligentny, można znacznie zmniejszyć zapotrzebowanie na elastyczność po stronie wytwarzania energii ze źródeł takich jak elektrownie gazowe i duże baterie, a w rezultacie Niemcy mogą zaoszczędzić 5,4 mld euro do 2035 r.

Przeprowadzono również analizę spodziewanych korzyści indywidualnych wynikających ze zmian taryf, które dotyczą poszczególnych kategorii użytkowników i rodzajów technologii. W sprawozdaniu zleconym przez SmartEN ³⁶  wykazano, że w im większym stopniu taryfa sieciowa odzwierciedla koszty, tym wolniej wzrasta łączne obciążenie szczytowe (i zapotrzebowanie na rozbudowę sieci), nawet przy rosnącym poziomie elektryfikacji. Biorąc pod uwagę rosnącą popularność pojazdów elektrycznych, struktura taryfy nieulegająca dezaktualizacji może przynieść korzyści na różnym poziomie, które - według tego badania - mogłyby ograniczyć wzrost obciążenia szczytowego (i odpowiadające mu zwymiarowanie sieci) o 23,7 % przy zastosowaniu dynamicznej taryfy ilościowej, tj. im inteligentniejsza taryfa, tym większe korzyści ³⁷ .

VI. Indywidualne elementy projektu

a) Wzajemne oddziaływanie między opłatami przesyłowymi a opłatami dystrybucyjnymi

W sieciach elektroenergetycznych pobiera się opłaty przesyłowe i opłaty dystrybucyjne, przy czym udział opłat dystrybucyjnych w ogólnych kosztach jest zazwyczaj znacznie wyższy niż udział opłat przesyłowych. Przykładowo w 2023 r. całkowita kwota opłat przesyłowych w UE wyniosła około 20 mld euro, a opłat dystrybucyjnych - około 60 mld euro ³⁸ . Kluczowe znaczenie ma uwzględnienie wszystkich kosztów, a praktykę kaskadowego rozliczania kosztów stosuje się we wszystkich państwach członkowskich UE w sposób odgórny, tj. od wyższego do niższego napięcia. Kaskadowe rozliczanie kosztów oznacza, że użytkownicy sieci ponoszą koszty związane z poziomem napięcia ich podłączenia do sieci oraz koszty związane z innymi poziomami napięcia, z których mogą korzystać. Wyjaśnia to, dlaczego opłaty dystrybucyjne są wyższe, ponieważ klienci sieci dystrybucyjnej płacą za sieć, do której są podłączeni (sieci dystrybucyjne są zazwyczaj dłuższe i gęstsze), a także za sieci wyższego napięcia, które zasilają sieć dystrybucyjną. Koszty przesyłu mogą być wyraźnie ujęte na rachunku odbiorcy jako opłata przesyłowa lub mogą być w sposób dorozumiany uwzględnione w opłacie dystrybucyjnej.

Model ten, choć logiczny dla systemów elektroenergetycznych, w których energia elektryczna przepływa od instalacji wytwórczych o wyższym napięciu do odbiorców w sieciach niskiego napięcia, jest w mniejszym stopniu dostosowany do nowej rzeczywistości, w której przyłączenie większej część wytworzonej energii ma miejsce na poziomie dystrybucji ³⁹ . Już w 2016 r. analiza Komisji wskazywała, że 60-90 % nowych połączeń w całej UE znajdowało się na poziomie dystrybucji ⁴⁰ , a w badaniu Eurelectric z 2024 r. ⁴¹  oszacowano, że do 2030 r. 70 % odnawialnych źródeł energii ma zostać podłączonych do sieci dystrybucyjnych. Jednocześnie koncentracja dużych instalacji energii odnawialnej na obszarach o dużych zasobach stwarza potrzebę wzmocnienia systemu przesyłowego, aby dostarczać energię do odbiorców w innych obszarach. Krajowe organy regulacyjne powinny wziąć pod uwagę tę złożoną tendencję w kontekście odzwierciedlenia kosztów. Krajowe organy regulacyjne mogą rozważyć zmianę sposobu, w jaki stosują zasadę kaskadowego rozliczania kosztów w zmieniających się okolicznościach, gdy do systemu dystrybucyjnego podłączanych jest coraz więcej źródeł energii. Krajowe organy regulacyjne powinny współpracować ze sobą w celu opracowania nowych sposobów na ujęcie tej tendencji.

Chociaż kaskadowy podział kosztów może nadal być uzasadniony, bardziej zaawansowane podejście może skuteczniej zapewniać powiązanie taryf z rzeczywistymi kosztami, zwłaszcza że wytwarzanie energii staje się coraz bardziej powszechne w sieciach dystrybucyjnych, również na poziomie niskiego napięcia. Stosując zasadę kaskadowego podziału kosztów, krajowe organy regulacyjne powinny zatem uwzględniać zmieniające się profile wytwarzania i zużycia na poziomie dystrybucji.

b) Zmniejszenie obciążenia szczytowego za pośrednictwem opłat za moc

W poszczególnych państwach członkowskich występują znaczne różnice w sposobie ustalania opłat sieciowych, a w wielu przypadkach państwa członkowskie stosują kombinację różnych metod. W UE opłaty sieciowe zazwyczaj ustala się na podstawie taryf sieciowych opartych na ilości (EUR/kWh), taryf sieciowych opartych na mocy (EUR/kW), stałych taryf sieciowych (EUR/rok) lub na połączeniu wszystkich trzech. W sprawozdaniu ACER dotyczącym najlepszych praktyk zaleca się, aby krajowe organy regulacyjne opracowujące krajowe metodologie taryfowe zidentyfikowały główne czynniki wpływające na koszty sieci i ustaliły opłaty skorelowane z tymi czynnikami kosztotwórczymi.

Zob. wykres 5 w odniesieniu do udziału kosztów przesyłu i dystrybucji ponoszonych przez odbiorców krajowych.

W dynamicznym kontekście transformacji energetycznej niektóre państwa członkowskie dostrzegają coraz większą rozbieżność między prostymi opłatami sieciowymi opartymi na ilości (w EUR/kWh) a powiązanymi czynnikami kosztotwórczymi. Z najnowszego badania SmartEN ⁴²  wynika, że ta rozbieżność staje się coraz bardziej widoczna, w szczególności w kontekście wdrażania dachowych instalacji fotowoltaicznych, ponieważ wytwarzanie energii przez takie instalacje fotowoltaiczne często nie pokrywa się z łącznym obciążeniem szczytowym. Na przykład w zimowy wieczór w Europie Północnej, kiedy występuje obciążenie szczytowe, instalacja fotowoltaiczna nie wytwarzałaby żadnej energii elektrycznej, w związku z czym nie uwzględniono kosztów ponoszonych przez operatorów systemów, aby dostosować system do tego poziomu szczytowego zużycia energii. Dodanie do taryfy odpowiedniego elementu mocy może zatem lepiej odzwierciedlać indywidualny wkład w całkowite zapotrzebowanie systemu na energię w okresach szczytowego poboru. W takich przypadkach taryfy oparte na mocy w połączeniu z elementem strefowym mogą być użytecznym narzędziem motywującym odbiorców do zmniejszania szczytowego obciążenia, zwłaszcza w okresach, gdy sieć jest zagrożona przeciążeniem, co ogranicza związane z tym koszty rozbudowy sieci. Powodzenie takich działań zależy od wprowadzenia inteligentnych liczników w państwach członkowskich. Wdrożenie inteligentnych liczników powinno doprowadzić do powstania bardziej elastycznych systemów taryf sieciowych, które będą zachęcać użytkowników do lepszego zarządzania zdolnością przesyłową, nie narażając ich przy tym na nieuzasadnione kary.

Krajowe organy regulacyjne powinny opracowywać taką strukturę taryfy, aby zachęcać do ograniczania zużycia energii w godzinach szczytowego obciążenia, m.in. poprzez wprowadzenie do struktury taryf elementu mocy odzwierciedlającego obciążenie szczytowe, w połączeniu z elementem strefowym, zwłaszcza w okresach prawdopodobnego przeciążenia sieci, w celu ograniczenia kosztów jej rozbudowy do niezbędnego poziomu.

Praktyki państw członkowskich - Flandria, Belgia i Szwecja

W Belgii opłaty oparte na mocy w systemie przesyłowym wprowadzono w 2012 r., a w 2016 r. wprowadzono sygnał strefowy w okresach szczytowego poboru na przestrzeni roku. Następnie w 2024 r. wprowadzono miesięczną taryfę szczytową. Celem tej struktury taryfowej było zapewnienie jasnych sygnałów cenowych w celu zminimalizowania szczytowego poziomu synchronicznego, co pozwoli uniknąć konieczności dalszych inwestycji w sieć. Dane wskazują, że w latach 2019-2024 szczyt synchroniczny przemysłu spadł o 4 %, mimo że rzeczywista wielkość pobierania z sieci wzrosła o 10 %. Oczekuje się, że struktura taryfowa zmniejszy również częstotliwość i intensywność ograniczania produkcji energii ze źródeł odnawialnych w systemie.

Ponadto w belgijskim regionie Flandrii taryfa oparta na mocy wprowadzona na poziomie dystrybucji w 2023 r. doprowadziła już do wymiernego zmniejszenia obciążenia szczytowego o około 1-3 %, głównie ze względu na zmiany w porze ładowania pojazdów elektrycznych ⁴³ . Taryfę tę oblicza się na podstawie średniego miesięcznego szczytu odbiorcy. Wykazano, że odbiorcy są w stanie reagować i reagują na zachęty i sygnały cenowe.

W Szwecji krajowy organ regulacyjny ogłosił w kwietniu 2025 r. ⁴⁴  kompleksowe plany wprowadzenia nowej taryfy sieciowej składającej się z czterech komponentów, w tym nowej zróżnicowanej strefowo opłaty za moc, ustalanej na podstawie zużycia w okresie szczytowego popytu na energię elektryczną. Celem tej opłaty opartej na mocy jest dostarczenie odbiorcom sygnałów cenowych odzwierciedlających wpływ bieżącego korzystania przez nich z sieci na przyszłe potrzeby inwestycyjne. Ma to na celu ograniczenie potrzeby rozbudowy sieci i zamiast tego stworzenie przestrzeni do korzystania z sieci dla większej liczby osób. Krajowy organ regulacyjny ustalił, że ta opłata za moc i inne elementy nowej taryfy (opłata za ilość energii, opłata za moc i opłata za konkretnego klienta) powinny odzwierciedlać koszty, jakie przedsiębiorstwa sieciowe ponoszą w związku z każdym klientem lub grupą klientów.

c) Elementy strefowe

Dodanie elementu strefowego (time-of-use, ToU) do ilościowych opłat za energię elektryczną pozwala jeszcze lepiej odzwierciedlić koszty, ponieważ motywuje użytkowników do wytwarzania lub zużywania energii elektrycznej w sposób, który ogranicza szczytowe obciążenie systemu i pozwala wykorzystać pełen potencjał energii odnawialnej, gdy jest jej pod dostatkiem. Tradycyjnie taryfy sieciowe miały charakter statyczny z tą samą ceną za każdą godzinę albo zawierały podstawowy element różnicujący pory dnia, przy czym wyższe opłaty obowiązywały w przypadku stawek dziennych, a niższe w przypadku stawek nocnych. Obecnie, dzięki wdrażaniu inteligentnych liczników, elementy strefowe mogą być o wiele bardziej zaawansowane i lepiej odzwierciedlać bieżące korzystanie z sieci. Przesunięcie zużycia poza szczyt zmniejsza potrzebę inwestycji w całej sieci, ponieważ korzystanie z sieci w godzinach szczytu często generuje koszty w postaci nowych inwestycji. Ponadto taryfy sieciowe powinny stymulować zużycie, na przykład napełnianie akumulatorów lub ładowanie pojazdów elektrycznych, w okresach szczytowej produkcji energii ze źródeł odnawialnych, gdy popyt jest elastyczny.

Biorąc pod uwagę spodziewane wysokie dodatkowe wskaźniki wdrażania rozproszonego wytwarzania i popytu (np. pojazdy elektroniczne i ogrzewanie elektryczne), zachęty strefowe i zachęty lokalizacyjne odgrywają zasadniczą rolę nie tylko w motywowaniu użytkowników sieci do zmiany zachowań, ale również w usuwaniu barier, wspieraniu elektryfikacji i obniżaniu ogólnych rachunków za energię. Powszechne wprowadzanie inteligentnych liczników stanowi podstawowy czynnik umożliwiający wykorzystanie potencjału elastyczności taryf strefowych, a w przypadku opóźnień we wdrażaniu ⁴⁵  należy pilnie zająć się tą kwestią, aby można było dostosować system elektroenergetyczny do przyszłych wyzwań.

Zasadniczą rolę dynamicznych taryf strefowych przeanalizowano w badaniu Agora Energiewende dotyczącym potencjału elastyczności na poziomie gospodarstw domowych w Niemczech ⁴⁶ . Stwierdzono, że stosowanie dynamicznych taryf sieciowych uwzględniających element strefowy może obniżyć koszty rozbudowy sieci o niskim poziomie napięcia o około 50 % w porównaniu z sytuacją, w której nie występują żadne sygnały cenowe na poziomie sieci, a elastyczność reaguje wyłącznie na sygnał cenowy płynący z rynku. Ponadto stwierdzono, że gospodarstwa domowe korzystające z taryf dynamicznych mogą zaoszczędzić 600 euro rocznie w perspektywie długoterminowej. Tak znaczne oszczędności finansowe oznaczają również niższe rachunki za energię elektryczną dla wszystkich odbiorców, jeśli powszechnie stosowane będą taryfy dynamiczne za korzystanie z energii elektrycznej.

Co więcej, korzyści płynące z elastycznego korzystania z sieci stają się coraz bardziej widoczne wraz z upowszechnianiem się pojazdów elektrycznych. W badaniu SmartEN ⁴⁷  wykazano, że koszty ładowania pojazdów elektrycznych były nawet o 30 % wyższe w przypadku taryf nieodzwierciedlających kosztów w porównaniu z taryfami sieciowymi odzwierciedlającymi koszty, co pokazuje, w jaki sposób taryfy mogą usunąć bariery utrudniające rozpowszechnienie pojazdów elektrycznych. Korzyści płynące z inteligentnego ładowania przeanalizowano również w opublikowanym w marcu 2025 r. sprawozdaniu projektu wsparcia regulacyjnego (RAP) ⁴⁸ , które zawiera studium przypadku dotyczące francuskiego regionu Essonne. Wymagane zdolności przesyłowe sieci modelowano przy uwzględnieniu niskiej i wysokiej elastyczności (w oparciu o wielostrefowe opłaty sieciowe) oraz scenariusza zakładającego udział ładowania dwukierunkowego na poziomie 10 %. W badaniu wykazano, że roczne koszty wzmocnienia sieci przewidywane do 2040 r. można obniżyć do około 2,1 mln euro rocznie w scenariuszu zakładającym wysoką elastyczność w porównaniu z 2,8 mln euro w scenariuszu z niską elastycznością, co daje potencjalną oszczędność rzędu 25 % rocznie.

W 2023 r. ACER poinformowała, że sygnały oparte na podziale na strefy są częściej wykorzystywane na poziomie dystrybucji w porównaniu z poziomem przesyłu. Statyczne opłaty strefowe w taryfach dystrybucyjnych stosuje 21 z 28 państw, a w taryfach przesyłowych - około jednej trzeciej państw, przy czym poziom złożoności tych opłat jest różny. Chociaż bardziej zaawansowane zróżnicowanie czasu i lokalizacji za pomocą w pełni dynamicznych taryf mogłoby jeszcze bardziej pogłębić odzwierciedlenie kosztów w taryfach i zachęcić do efektywnego korzystania z sieci, krajowe organy regulacyjne muszą znaleźć równowagę między takim podejściem a złożonością struktury, stopniem wdrożenia inteligentnych liczników w danym państwie i współzależnością z dynamicznymi cenami detalicznymi. W sprawozdaniu ACER z 2025 r. ⁴⁹  przedstawiono przegląd różnych wzorów taryf strefowych, które obecnie obowiązują w państwach członkowskich, w tym szczegółową analizę różnych struktur taryf, a także kwestie, które krajowe organy regulacyjne powinny wziąć pod uwagę przy projektowaniu taryf na szczeblu krajowym.

Krajowe organy regulacyjne powinny uwzględniać elementy strefowe w strukturze taryf, aby powiązać alokację kosztów z użytkowaniem sieci w godzinach szczytu, co ma na celu promowanie efektywnego wykorzystania infrastruktury sieci. W celu zróżnicowania taryf strefowych można stosować różne podejścia - od prostych (np. szczyt/poza szczytem, pory roku, dni robocze/weekendy) po bardziej złożone (tj. tam, gdzie zastosowanie inteligentnych liczników umożliwia bardzo dynamiczne ustalanie taryf w zależności od elementu strefowego).

Praktyki państw członkowskich - Hiszpania, Szwecja i Portugalia

Hiszpania i Szwecja wprowadziły elementy strefowe do swoich opłat sieciowych ⁵⁰ .

W Hiszpanii w strukturze taryf stosuje się opłaty oparte na ilości energii i mocy (75 % taryfy na poziomie przesyłu i 84,6 % na poziomie dystrybucji opiera się mocy). Za pobór nadwyżki mocy powyżej mocy zakontraktowanej pobierane są dodatkowe opłaty, a element strefowy dzieli się na sześć okresów, w zależności od sezonu, dnia tygodnia i godziny dnia. Celem tej struktury cenowej jest zachęcenie do efektywnych zachowań, co pozwoli na zwiększenie zużycia poza szczytowym zapotrzebowaniem na energię w systemie, a tym samym na ograniczenie konieczności inwestowania w sieci elektroenergetyczne. Dane wskazują, że taka metodologia taryfowa doprowadziła do zmniejszenia opłat za przesył i dystrybucję o 5,6 % w latach 2019-2020. Chociaż największe oszczędności odnotowali odbiorcy, którzy byli w stanie lepiej dostosować się do sygnałów cenowych, to jednak spadek opłat o 0,6 % uzyskano nawet u odbiorców, którzy nie dostosowali swojego zużycia do niskiego poziomu napięcia.

W Szwecji wszyscy OSD od 2027 r. przejdą na dynamiczne strefowe taryfy sieciowe. Podkreśla to potrzebę zwiększenia automatyzacji i zapewnienia, aby klienci byli świadomi korzyści płynących z dynamicznych taryf. Potencjał elastyczności jest bardzo znaczący - 1,2 mln (z 4,7 mln) gospodarstw domowych korzysta z elektrycznych pomp ciepła, a popularność pojazdów elektrycznych stale rośnie. Na poziomie przesyłu taryfa zawiera zróżnicowany strefowo komponent oparty na energii, który opiera się na rzeczywistych godzinowych cenach rynkowych w danym obszarze rynkowym.

W Portugalii w okresie od czerwca 2018 r. do maja 2019 r. przeprowadzono projekt pilotażowy ⁵¹  na poziomie przesyłu, którego celem było zbadanie zmian w strukturze taryf strefowych w zależności od pory dnia u dużych odbiorców. Nowy system strefowy, który powstał w wyniku projektu, charakteryzuje się silniejszym sygnałem w okresach szczytowych i harmonogramami strefowymi z uwzględnieniem zróżnicowania regionalnego (dzielącymi sieć na 3 obszary). Na podstawie analizy kosztów i korzyści oszacowano, że w perspektywie 23 lat, dzięki reakcji popytu na poziomie 2,2 % w okresie największego szczytu (około 300 godzin rocznie o najwyższym wykorzystaniu), uda się osiągnąć korzyść netto w wysokości 50 mln euro. Głównym czynnikiem wpływającym na korzyść netto było ograniczenie lub odroczenie inwestycji sieciowych ze względu na niższe obciążenie szczytowe.

d) Elementy lokalizacyjne

Zróżnicowane pod względem lokalizacji taryfy sieciowe mogą zachęcać użytkowników sieci do efektywnego korzystania z sieci w sytuacjach, w których całkowity koszt eksploatacji sieci i niezbędnej rozbudowy sieci wynika również z presji spowodowanych dostarczaniem lub pobieraniem energii w określonych lokalizacjach sieci. Jest to szczególnie istotne w państwach członkowskich, które borykają się ze znacznymi wewnętrznymi ograniczeniami przesyłowymi.

W takich warunkach taryfy sieciowe mogą pomóc zapewnić użytkownikom sieci lepsze bodźce do zmiany zachowań, przyczyniając się w ten sposób do niższego ogólnego poziomu ograniczeń przesyłowych. Sygnały lokalizacyjne wbudowane w metody ustalania taryf sieciowych w formie opłat za dostarczanie lub pobieranie energii mogą również, o ile są odpowiednio zaprojektowane, ułatwiać skuteczniejsze podejmowanie decyzji w zakresie dysponowania, zwłaszcza w dużych obszarach rynkowych. Do taryf dla odbiorców można również włączyć zachęty lokalizacyjne, oferujące zniżki dla odbiorców zlokalizowanych na obszarach nadwyżek energii lub w obszarach, gdzie istnieje solidna infrastruktura sieciowa. Można to połączyć z innymi rodzajami zachęt lokalizacyjnych.

Aspekty dotyczące lokalizacji mogą mieć również znaczenie w przypadku opłat sieciowych pobieranych od wytwórców za wprowadzoną energię. W ponad 60 % państw członkowskich wytwórcy obecnie albo nie uiszczają żadnych opłat, albo uiszczają bardzo niskie opłaty za wprowadzoną energię. Według ACER w większości państw członkowskich udział opłat sieciowych po stronie wytwórców jest niewielki - w 2023 r. w państwach członkowskich, w których pobiera się opłaty od wytwórców, wyniesie 13,7 % w przypadku opłat przesyłowych i 4,1 % w przypadku opłat dystrybucyjnych ⁵² . Zakres

opłat za wprowadzanie energii jest obecnie również ograniczony przedziałami określonymi w przepisach UE ⁵³ . Tam, gdzie są one wprowadzane, opłaty za wprowadzanie energii do sieci mogłyby na przykład przybrać formę wyższych opłat dla wytwórców zlokalizowanych na obszarach, na których występuje nadwyżka mocy wytwórczych i niskie zapotrzebowanie, a także zniżek dla wytwórców na obszarach o wysokim zapotrzebowaniu i niewystarczającym wytwarzaniu energii. Takie opłaty należy jednak zaprojektować w taki sposób, aby nie dyskryminować konkretnych rodzajów wytwarzania energii ⁵⁴ , a także należy wziąć pod uwagę synergię (np. elektryfikację portów i wdrażanie energii z morskich źródeł odnawialnych). Zachęty lokalizacyjne są szczególnie istotne na obszarach, na których modernizacja sieci nie jest rozwiązaniem rentownym lub nieopłacalnym, chociaż krajowe organy regulacyjne powinny mieć na uwadze, że nie eliminuje to konieczności wzmocnienia sieci na obszarach o większym potencjale w zakresie energii odnawialnej.

Dlatego taryfy sieciowe mają obecnie jedynie ograniczony wpływ na kształtowanie zachowań i decyzji inwestycyjnych wytwórców. W przypadku systemów z wewnętrznymi ograniczeniami przesyłowymi właściwe krajowe organy regulacyjne mogłyby rozważyć większe wykorzystanie opłat za wprowadzanie energii do sieci jako sposobu na zmniejszenie lub przesunięcie w czasie szczytowego zapotrzebowania na energię w określonych lokalizacjach, w których sieć jest szczególnie przeciążona, co wzmocniłoby odpowiednie zachęty inwestycyjne i poprawiłoby bezpieczeństwo operacyjne systemu. Krajowe organy regulacyjne mogłoby również rozważyć zastosowanie zróżnicowanego systemu opłat przyłączeniowych w zależności od lokalizacji, jak ma to miejsce w niektórych państwach członkowskich, aby zachęcić taką lokalizację nowych użytkowników systemu, która lepiej odzwierciedlałaby korzyści dla całego systemu energetycznego ⁵⁵ .

Krajowe organy regulacyjne powinny promować wykorzystywanie sygnałów lokalizacyjnych w taryfach sieciowych, ponieważ umożliwiają one lepsze lokalizowanie niezbędnych źródeł wytwarzania i zużycia w ramach sieci. Atrakcyjne lub obniżone taryfy mogą stymulować zużycie energii w miejscach i okresach, w których sieć jest dostępna, a zapotrzebowanie niższe niż dostępna moc wytwórcza w danej lokalizacji. Ponadto opłaty za wprowadzanie energii do sieci mogą stanowić przydatne narzędzie zachęcające wytwórców do określonych zachowań oraz podejmowania decyzji inwestycyjnych. W przypadkach, gdy wytwórcy przyłączeni do sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej uiszczają opłaty za wprowadzanie energii do sieci, opłaty te powinny być tak skonstruowane, aby zawierały elementy strefowe i lokalizacyjne, co umożliwi ograniczenie przeciążeń sieciowych i zachęci do najbardziej efektywnego wykorzystania sieci. Rozwiązania takie mogą być szczególnie istotne w sytuacjach, gdy modernizacja sieci nie jest wykonalna lub opłacalna.

Praktyki państw członkowskich - Dania, Portugalia i Rumunia ⁵⁶

Dania włączyła do opłat sieciowych kilka elementów strukturalnych, aby umożliwić stosowanie zachęt lokalizacyjnych. Uwzględniono zróżnicowane opłaty przyłączeniowe w zależności od lokalizacji geograficznej użytkownika sieci (w oparciu o obszary nadwyżki mocy wytwórczych w porównaniu z obszarami nadwyżki popytu), a opłaty za korzystanie z sieci nalicza się z wykorzystaniem współczynnika lokalizacyjnego, dzięki czemu wytwórcy na obszarach o wysokiej nadwyżce popytu płacą niższe opłaty, zmniejszając w ten sposób wąskie gardła. Od 2023 r. opłaty za wprowadzanie energii do sieci mają zastosowanie do kosztów dystrybucji (wcześniej dotyczyły wyłącznie kosztów przesyłu), a nowe przepisy w 2023 r. poszerzyły też możliwości wspólnej lokalizacji wytwarzania i zużycia na skalę przemysłową z jednym punktem przyłączenia do sieci, co ma na celu zachęcenie do kolokacji OZE i zużycia. Ponadto obecnie rozważa się również element lokalizacyjny po stronie zużycia, podobnie jak ma to miejsce w przypadku wytwarzania.

W Portugalii taryfy sieciowe ustala się na podstawie poziomów napięcia występujących przy przesyłaniu energii od wytwórcy do odbiorcy. Obliczenia zależą od lokalizacji instalacji wytwórczej wykorzystywanej do konsumpcji własnej oraz od tego, czy występują przepływy energii z niższych do wyższych poziomów napięcia ⁵⁷ .

W 2025 r. Rumunia wprowadziła opłatę za wprowadzenie energii do sieci dla wytwórców podłączonych do systemu dystrybucyjnego, w którym energia elektryczna wytwarzana w części sieci przekracza zapotrzebowanie i jest przesyłana do innych części sieci w celu jej zużycia. Celem opłaty jest wyrównanie strat powstałych w wyniku przesyłu energii elektrycznej. Wcześniej opłaty sieciowe na poziomie dystrybucji ponosili wyłącznie odbiorcy, którzy musieli pokrywać koszty strat powstałych w wyniku przesyłu energii elektrycznej z obszarów nadwyżek produkcji. Opłata za wprowadzanie energii do sieci dotyczy wytwórców energii elektrycznej o mocy powyżej 5 MW, którzy są przyłączeni do dwóch sieci dystrybucyjnych (spośród ośmiu sieci). Ten nowy środek rozwiązuje kwestię odpowiedniego podziału kosztów, gdyż podmioty ponoszą koszty, w tym przypadku straty sieciowe, które sami generują w sieci. W założeniu środek ten powinien stanowić zachętę dla wytwórców energii elektrycznej do wyboru lokalizacji w strefach z nadwyżką popytu.

Zob. sprawozdanie ACER na temat praktyk w zakresie taryf sieciowych (2025);

https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Reports/2025-ACER-Electricity-Network-Tariff-Practices.pdf.

e) Konkretne metody obliczeń dla określonych kategorii użytkowników

Niektóre krajowe organy regulacyjne stosują specjalne systemy taryfowe i metody obliczania w odniesieniu do niektórych rodzajów użytkowników, takich jak użytkownicy energochłonni, prosumenci, społeczności energetyczne i inne grupy. Takie szczególne systemy taryfowe są często motywowane względami przystępności cenowej i konkurencyjności poszczególnych kategorii użytkowników. Jednocześnie takie specjalne systemy nie przyczyniają się do obniżenia ogólnych kosztów sieci, a jedynie przenoszą te koszty na inne kategorie użytkowników.

Specjalne systemy taryfowe są dozwolone na mocy odpowiednich przepisów, ale muszą być uzasadnione przez właściwy krajowy organ regulacyjny w świetle szerszej zasady odzwierciedlania kosztów. Przykładowo rabaty lub zwolnienia czysto ilościowe dla konkretnych użytkowników bez żadnego uzasadnienia mogą nie być zgodne z zasadą odzwierciedlenia kosztów. Należy w szczególności wykazać, że profil zużycia energii przez użytkowników danej kategorii uzasadnia wniosek, że generują oni niższe koszty dla sieci w przeliczeniu na MWh zużytej energii elektrycznej, biorąc pod uwagę specyfikę danej sieci. Ponadto, ponieważ ewolucja struktury taryf zachęci wszystkich użytkowników sieci do bardziej efektywnego korzystania z systemu, przyczyni się to do obniżenia kosztów systemu, co będzie korzystne dla wszystkich użytkowników.

Co więcej, aby utrzymać zachęty do zmiany zachowań skierowane do odpowiednich grup odbiorców, krajowy organ regulacyjny powinien łączyć specjalne systemy taryfowe z niezbędnymi warunkami, aby wykazać, w jaki sposób odzwierciedlono w nich koszty, np. wymagając, aby odpowiedni użytkownicy sieci dostosowali swój profil zużycia w możliwie największym zakresie w taki sposób, aby zmniejszyć wpływ na sieć. W niektórych warunkach określone typy użytkowników mogą realnie przyczynić się do obniżenia ogólnych kosztów systemu dzięki wykorzystaniu ich potencjału elastyczności (np. ładowanie dwukierunkowe, społeczności energetyczne). Taryfy sieciowe można wykorzystywać do zachęcania tych konkretnych użytkowników do zachowań przyjaznych dla sieci.

Specjalne systemy taryfowe można oferować określonym kategoriom użytkowników sieci; krajowy organ regulacyjny powinien jednak przedstawić obiektywne uzasadnienie, że użytkownicy ci - ze względu na swój profil zużycia - mają mniejszy wpływ na ogólny koszt funkcjonowania sieci elektroenergetycznej.

f) Magazynowanie

Magazynowanie energii przybiera różne formy i odgrywa coraz większą rolę w funkcjonowaniu zdecentralizowanego systemu elektroenergetycznego, który w coraz większym stopniu opiera się na odnawialnych źródłach energii. Może zapewnić elastyczność, stabilność i bezpieczeństwo systemu elektroenergetycznego, a w niektórych przypadkach ograniczyć konieczność kosztownej rozbudowy sieci. Znaczenie elastyczności rośnie ze względu na rosnącą penetrację odnawialnych źródeł energii ⁵⁸ .

Istnieje wiele rodzajów magazynowania energii, które mogą świadczyć różne usługi na rzecz systemu elektroenergetycznego. Zastosowania są szerokie i obejmują wsparcie wytwarzania (np. redukcja ograniczeń, wsparcie systemowe), usługi dla systemów przesyłowych i dystrybucyjnych (np. odroczenie inwestycji, regulacja napięcia), usługi pomocnicze i usługi wspierające zużycie za punktem pomiarowym (np. ograniczanie szczytowego zapotrzebowania na energię, integracja pojazdów elektrycznych, w tym wsparcie systemu z ładowania dwukierunkowego ⁵⁹ , zarządzanie kosztami poprzez reagowanie na sygnały strefowe). Operatorzy instalacji magazynowania wymagają jednak odpowiednich zachęt, tak aby inwestycje były realizowane we właściwych miejscach, a ładowanie i rozładowanie odbywały się wtedy, gdy można w ten sposób obniżyć ogólne koszty systemu. Gdyby ładowanie i rozładowanie odbywało się bez uwzględnienia stanu ograniczeń przesyłowych w sieci, rosnący udział magazynowania utrudniłby w znacznym stopniu racjonalne pod względem kosztów zarządzanie siecią.

Metody ustalania taryf sieciowych należy przede wszystkim zaprojektować w taki sposób, aby nie utrudniać rozwoju i wdrażania technologii magazynowania. W szczególności zapobiegnie to sytuacji, w której miejsca magazynowania energii elektrycznej byłyby obciążone podwójnymi opłatami ⁶⁰ , tj. musiałyby uiszczać zarówno opłaty za wytwarzanie, jak i opłaty za zużycie.

Taryfy sieciowe mogą też przyczynić się do ustanowienia odpowiednich zachęt dla operatorów instalacji magazynowania, wpływających na ich inwestycje i zachowania. Aby to osiągnąć, krajowe organy regulacyjne powinny dokładnie rozważyć, czy systemy całkowitego zwolnienia, w ramach których operatorzy instalacji magazynowania nie wnoszą żadnego wkładu

w zwrot kosztów sieci, są uzasadnione w świetle zasady odzwierciedlania kosztów. W zależności od specyfiki danego systemu krajowego konieczne może być w tym kontekście rozróżnienie miejsc magazynowania na podstawie ich lokalizacji oraz czasu ładowania i rozładowania. ACER ⁶¹  zaleca, aby w przypadku, gdy użytkownik sieci zarówno pobiera energię z sieci, jak i ją do niej wprowadza, przy ustalaniu taryf brać pod uwagę oba sposoby korzystania z sieci, należycie uwzględniając potencjalny efekt kompensacji kosztów oraz ogólny wpływ kosztów na sieć.

Taryfy sieciowe dotyczące magazynowania energii elektrycznej można wykorzystywać do zachęcania operatorów instalacji magazynowania do działań przyjaznych dla sieci, do kierowania inwestycji w magazynowanie do najbardziej odpowiednich lokalizacji oraz do ładowania i oddawania energii w okresach największej użyteczności dla systemu elektroenergetycznego. W systemach taryfowych powinno się uwzględniać specyfikę magazynowania energii, unikać "podwójnego naliczania opłat" wobec instalacji magazynowych i mieć świadomość, że mogłoby to zniechęcać do wdrażania magazynów; jednocześnie systemy taryfowe powinny odzwierciedlać ogólny wpływ tych instalacji na koszty sieci.

g) Rola budżetu publicznego

Biorąc pod uwagę presję związaną z rachunkami za energię elektryczną, potrzebę znacznych inwestycji w sieć oraz konieczność zapewnienia przystępności cenowej energii elektrycznej i konkurencyjności naszego przemysłu, państwa członkowskie mogą zdecydować się na przydzielenie środków finansowych na sieć elektroenergetyczną z budżetu sektora instytucji rządowych i samorządowych, m.in. poprzez przeznaczenie określonej części środków z polityki spójności lub innych dostępnych środków UE na inwestycje w sieć ⁶² . Takie zastrzyki środków publicznych na pokrycie ogólnych kosztów sieci można uznać za zgodne z obowiązującymi wymogami prawnymi i zasadą odzwierciedlenia kosztów, pod warunkiem spełnienia szeregu wymagań:

- przekazywanie środków publicznych musi odbywać się w sposób niedyskryminujący i nie może faworyzować selektywnie konkretnych kategorii użytkowników;

- przekazywana kwota musi być na tyle ograniczona, aby zachować równe warunki działania między państwami członkowskimi i zapewnić zachowanie efektu opłat sieciowych w postaci motywowania odbiorców do określonych zachowań;

- przekazanie środków powinno pokryć jedynie dodatkowe koszty wynikające ze środków ukierunkowanych na przyspieszenie dekarbonizacji i integracji rynku, takich jak połączenia wzajemne, duże modernizacje sieci lub infrastruktura przyłączeniowa sieci morskiej, oraz niektóre szczególne potrzeby sieci, takie jak inwestycje skracające czas oczekiwania na podłączenie do sieci. Na przykład przekazanie środków publicznych może w tym kontekście umożliwić szybszą amortyzację podmiotom inwestującym w sieci i uniknięcie gwałtownego wzrostu cen dla odbiorców.

Chociaż korzyści płynące z dodatkowego finansowania inwestycji są oczywiste, inwestycje te nie są realizowane w próżni, ponieważ krajowy organ regulacyjny i operatorzy systemów zazwyczaj mają uzgodniony wieloletni plan inwestycyjny, w którym kładzie się nacisk na efektywność inwestycji, które już zostały wdrożone. Państwa członkowskie powinny zatem ściśle koordynować z krajowym organem regulacyjnym integrację wszelkich przydziałów środków publicznych przeznaczonych na ten cel, w szczególności zapewniając, aby przy przyznawaniu wsparcia publicznego uwzględniano wszystkie koszty i korzyści społeczne. Państwa członkowskie i krajowe organy regulacyjne powinny monitorować udział kosztów sieci pokrywanych ze środków publicznych w stosunku do części kosztów ponoszonych przez użytkowników sieci. Może to pomóc zapewnić efektywne wydatkowanie wszystkich środków finansowych ⁶³ .

W przypadku korzystania ze wsparcia publicznego ważne jest zapewnienie, aby było ono ukierunkowane i przynosiło ogólne korzyści dla gospodarki. Nie powinno to zatem opóźniać inwestycji w określoną infrastrukturę ani zakłócać optymalnej lokalizacji elektrowni. W tym kontekście krajowe organy regulacyjne powinny okresowo oceniać makroekonomiczne koszty i korzyści dla gospodarki, wynikające ze wsparcia publicznego dla sieci.

Rolę, jaką państwa członkowskie mogą odegrać w ograniczaniu ryzyka związanego z konkretnymi inwestycjami w infrastrukturę, omówiono również w wytycznych Komisji dotyczących inwestycji wyprzedzających na rzecz rozwoju przyszłościowych sieci elektroenergetycznych, opublikowanych w czerwcu 2025 r. ⁶⁴

Państwa członkowskie mogą zasilać ogólny budżet opłat sieciowych środkami pochodzącymi z sektora instytucji rządowych i samorządowych, zgodnie z obowiązującymi ramami prawnymi, pod warunkiem że odbywa się to w sposób niedyskryminacyjny, nie faworyzuje żadnych kategorii użytkowników sieci, nie osłabia zachęt do zmiany zachowań prowadzących do obniżenia ogólnych kosztów systemowych oraz pokrywa wyłącznie dodatkowe koszty wynikające z działań służących przyspieszeniu dekarbonizacji i integracji rynku.

h) Regulacja operatorów sieci oparta na zachętach

Powyższe rozważania dotyczą przypisania ogólnych kosztów sieci do poszczególnych kategorii użytkowników i profili zużycia. Ogólna przystępność cenowa systemu energetycznego i sieci energetycznej zależy jednak również od sposobu obliczania rekompensat dla operatorów sieci. Należy tego dokonywać w taki sposób, aby zapewnić operatorom sieci jak najlepsze zachęty do czerpania korzyści z potencjalnej oszczędności kosztowej.

Jak wyjaśniono powyżej, w art. 18 rozporządzenia w sprawie energii elektrycznej wymaga się, aby przejść na podejście oparte na całkowitych wydatkach (ToTex), uwzględniające zarówno nakłady kapitałowe, jak i wydatki operacyjne. Ponadto zgodnie z art. 32 i 51 dyrektywy w sprawie energii elektrycznej ⁶⁵  w planach rozwoju sieci należy uwzględnić wykorzystanie reakcji popytu, efektywności energetycznej, instalacji magazynowych energii lub innych zasobów jako alternatyw dla rozbudowy systemu. Przepis ten ma na celu zachęcenie operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych do gruntownego rozważenia, czy rozwiązania z dużym udziałem nakładów operacyjnych, które zapewniają efektywniejsze wykorzystanie istniejącej sieci, stanowią realną alternatywę dla kosztowniejszych inwestycji w nową infrastrukturę sieciową. Na przykład we Francji krajowy organ regulacyjny oczekuje ⁶⁶ , że odpowiednie uwzględnienie rozwiązań w zakresie elastyczności jako danych wejściowych przy określaniu wielkości przepustowości sieci przyniesie znaczące oszczędności dla systemu elektroenergetycznego; szacuje się, że same oszczędności dla OSP wyniosą niemal 7 miliardów euro w ciągu piętnastu lat. Ponadto francuski operator systemu dystrybucyjnego ENEDIS testuje wykorzystanie elastyczności (nakładanie się zużycia i wytwarzania oraz sektorów, bilansowanie, elastyczność lokalna) w celu optymalizacji wielkości swojej sieci w ramach projektu, który ma przynieść oszczędności rzędu 250 mln euro do 2035 r. ⁶⁷

Krajowe organy regulacyjne mogą pójść dalej i wprowadzić regulacje w większym stopniu oparte na zachętach dla operatorów sieci. Tradycyjnie regulacje oparte na zachętach i efektywność działania operatorów systemu koncentrowały się głównie na niezawodności dostaw, liczbie wyłączeń i ich czasie trwania. Jednak w bardziej powiązanym i zmieniającym się otoczeniu oraz biorąc pod uwagę rosnącą potrzebę koordynacji regionalnej i międzynarodowej, krajowe organy regulacyjne mogłyby również rozważyć nowe zachęty do większej efektywności związane z innowacyjnością (np. stosowaniem technologii usprawniających sieć i technologii cyfrowych), współpracą i dotrzymywaniem terminów w ramach wspólnych projektów OSP i OSD na szczeblu UE. W ostatnim czasie wiele projektów zrealizowano ze znacznymi opóźnieniami, niekiedy sięgającymi nawet kilku lat. Opóźnienia te oznaczają pośrednio potencjalne znaczne zmniejszenie poziomu dobrobytu wśród odbiorców końcowych w UE. W związku z tym krajowe organy regulacyjne mogłyby współpracować przy wyborze kluczowych projektów, za które zbiorowo odpowiadają OSP (na szczeblu unijnym lub regionalnym), oraz wspólnie wdrażać zachęty do ich terminowej realizacji w projektowanych taryfach sieciowych.

Na szczeblu krajowym krajowe organy regulacyjne mogłyby również zachęcać operatorów systemów przesyłowych, aby w większym stopniu przyczyniali się do bardziej zintegrowanego rynku energii elektrycznej poprzez częściowe powiązanie struktury taryf sieciowych z celami na szczeblu UE, takimi jak minimalny próg zdolności przesyłowych wynoszący 70 %, określony w art. 16 ust. 8 rozporządzenia (UE) 2019/943 w sprawie energii elektrycznej.

Wreszcie, aby wykorzystać obecną wymianę najlepszych praktyk, która odbywa się w ramach dwuletniego programu sprawozdawczości ACER w zakresie taryf, krajowe organy regulacyjne mogłyby przyjrzeć się systemom umożliwiającym porównywanie wydajności, takim jak wzajemne oceny lub analiza porównawcza w celu zapewnienia racjonalnego pod względem kosztów zarządzania siecią zarówno na poziomie OSP, jak i OSD W szczególności w przypadku OSD może to być powiązane z kluczowymi wyzwaniami i nowymi obowiązkami OSD wynikającymi z przepisów UE, obejmującymi takie zagadnienia jak czas oczekiwania na podłączenie do sieci ⁶⁸ , odporność na zmianę klimatu, metody uwzględniania bardziej zdecentralizowanych zasobów oraz promowanie elastyczności i cyfryzacji, na przykład za pomocą wskaźników inteligentnych sieci.

By zapewnić racjonalną pod względem kosztów eksploatację sieci oraz realizację kluczowych projektów wspierających rozwój zintegrowanego rynku, krajowe organy regulacyjne powinny ocenić potencjał regulacji opartych na systemie zachęt oraz dostosować odpowiedni zestaw wskaźników efektywności i poziomów odniesienia dla operatorów sieci.

Praktyki państw członkowskich - Francja i Belgia

W lutym 2025 r. francuski krajowy organ regulacyjny CRE sfinalizował projekt taryfy sieciowej na najbliższe cztery lata.

W ramach tego projektu CRE wdrożyło szereg środków w postaci zachęt, w szczególności w odniesieniu do optymalnego wykorzystania połączeń wzajemnych (oraz stosowania minimalnego progu 70 %), prędkości podłączeń do sieci oferowanejużytkownikom oraz zniesienia barier utrudniających operatorom systemów korzystanie z rozwiązań w zakresie elastyczności. CRE zastosuje środki egzekucyjne w odniesieniu do przyłączenia francuskiego OSP do platform rynku bilansującego, wprowadzając zachętę finansową w zakresie przyłączenia do platformy PICASSO do kwietnia 2025 r. oraz miesięczną karę, która będzie stopniowo wzrastać za każdy dodatkowy miesiąc opóźnienia.

W Belgii w grudniu 2024 r. krajowy organ regulacyjny CREG ⁶⁹  wydał decyzję wspierającą plan innowacji OSP. Zachęta do innowacji zawarta w taryfie ma charakter cykliczny, a jej celem jest przeciwdziałanie tradycyjnemu faworyzowaniu nakładów inwestycyjnych poprzez zmniejszenie ryzyka ponoszonego przez OSP przy realizacji szczególnie ambitnych projektów innowacyjnych. Środki finansowe przydziela się każdemu projektowi na podstawie przewidywanych kosztów i korzyści. Krajowy organ regulacyjny dba o to, aby użytkownicy sieci otrzymywali sprawiedliwą część korzyści płynących z (pomyślnie zakończonych) projektów innowacyjnych w postaci obniżonych kosztów związanych z taryfami i/lub wyższej jakości usług świadczonych przez OSP.

i. Zarządzanie przejściem na system nieulegający dezaktualizacji

Jak wyjaśniono powyżej, system taryf sieciowych lepiej wytrzymujący próbę czasu może obniżyć koszty zarządzania siecią elektroenergetyczną i jej modernizacji, a tym samym przyczynić się do stworzenia bardziej przystępnego cenowo systemu elektroenergetycznego dla użytkowników sieci.

Jednak nagłe zmiany w strukturze opłat sieciowych mogą również powodować znaczące skutki krótkoterminowe dla poszczególnych odbiorców i wytwórców. Krajowe organy regulacyjne muszą zatem mieć na uwadze krótkoterminowy wpływ wszelkich zmian na dystrybucję i powinny zaplanować przejście na system taryf sieciowych nieulegający dezaktualizacji w sposób inkluzywny i przejrzysty. Rachunki za energię elektryczną - oraz zawarte w nich taryfy sieciowe - muszą być zrozumiałe i przejrzyste dla społeczeństwa, aby skłaniać do zmiany zachowań niezbędnej do stworzenia bardziej opłacalnego systemu energetycznego, a także pomóc odbiorcom energii zrozumieć, w jaki sposób mogą skorzystać z niższych cen dzięki lepszemu wspieraniu integracji systemu energetycznego. Odbiorcy energii, mając dostęp do przejrzystych informacji publicznych, będą mogli skorzystać z niższych opłat sieciowych dzięki skuteczniejszemu wspieraniu elastycznego korzystania z systemu energetycznego.

Aby zwiększyć społeczną akceptację przejścia na system taryf sieciowych nieulegający dezaktualizacji, odpowiednie zmiany powinny w miarę możliwości iść w parze z szeroko zakrojonymi konsultacjami z zainteresowanymi stronami, umożliwiającymi zainteresowanym grupom użytkowników wniesienie swojego wkładu.

Zmiany w metodach ustalania taryf sieciowych należy ogłaszać z odpowiednim wyprzedzeniem, aby dać użytkownikom czas na niezbędne dostosowanie swoich zachowań i wzorców zużycia przed wejściem w życie nowego systemu. Metody naliczania opłat sieciowych powinny zapewniać niezbędną pewność i przewidywalność.

Ponadto uzasadnione może być również uzupełnienie nowych metod ustalania taryf sieciowych o rozwiązania tymczasowe dla określonych kategorii użytkowników (na przykład niektórych procesów przemysłowych, które obecnie mogą być mniej elastyczne), aby zapewnić elementy dobrowolnej zgody (opt-in) lub stopniowe wprowadzanie zmian (phase-in) w taryfach sieciowych, które będą obowiązywać w dłuższej perspektywie strefowej.

Aby umożliwić użytkownikom dostosowanie się do konstrukcji taryf lepiej odzwierciedlających rzeczywiste koszty, konieczne jest starannie zaplanowane i ostrożne podejście do odbiorców będących gospodarstwami domowymi i odbiorcami przemysłowymi. W celu ograniczenia krótkoterminowych skutków dla poszczególnych kategorii użytkowników należy zapewnić szerokie zaangażowanie zainteresowanych stron oraz stopniowe wprowadzanie odpowiednich zmian.

VII. Wnioski

W pełni zdekarbonizowany system elektroenergetyczny umożliwi europejskim odbiorcom korzystanie z przystępnej cenowo energii wytwarzanej lokalnie, co zwiększy konkurencyjność i bezpieczeństwo energetyczne UE. Aby osiągnąć ten ostateczny cel, konieczna jest odpowiednia, dostosowana do potrzeb metoda ustalania taryf, która zagwarantuje, że korzyści płynące z dekarbonizacji odczują wszyscy odbiorcy dzięki tańszej energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych i bardziej przystępnych opłatom sieciowym ujętych na ich rachunkach.

Sposób, w jaki koszty sieci są przypisywane różnym kategoriom użytkowników, niesie znaczny niewykorzystany potencjał w zakresie bardziej racjonalnego pod względem kosztów korzystania z istniejącej sieci elektroenergetycznej. Gdy potencjał ten zostanie w pełni wykorzystany, może to pomóc w utrzymaniu przystępności cenowej i ukierunkowaniu inwestycji tam, gdzie są najbardziej potrzebne, przy jednoczesnym ograniczeniu koniecznych inwestycji w sieć i zwiększeniu zdolności sieci do absorbowania większego udziału wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych, a także wspieraniu integracji systemu energetycznego.

Aby uzyskać te korzyści, konieczna jest znacząca zmiana obecnego sposobu alokacji kosztów sieci w wielu państwach członkowskich. Co prawda zasada odzwierciedlania kosztów pozostaje kluczowa przy projektowaniu przez krajowe organy regulacyjne metod ustalania taryf sieciowych, to jednak stosowanie tej zasady musi odzwierciedlać zmieniające się potrzeby systemu elektroenergetycznego w zakresie integracji wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych, rosnących ograniczeń przesyłowych i coraz większej potrzeby elastyczności.

Zamiast polegać wyłącznie na całkowitej ilości zużytej energii elektrycznej lub przepustowości podłączenia do sieci, lepiej zachęcać użytkowników sieci do dostosowywania swoich zachowań w taki sposób, aby optymalizować korzystanie z systemu elektroenergetycznego.

Aby przejście na taki system oparty na zachętach przebiegło jak najsprawniej i nie stanowiło nadmiernego obciążenia dla poszczególnych kategorii użytkowników, krajowe organy regulacyjne powinny dokonać niezbędnych dostosowań z odpowiednim wyprzedzeniem, aby umożliwić użytkownikom dostosowanie się, i w miarę możliwości zmiany wprowadzać stopniowo, zapewniając w ten sposób użytkownikom sieci pewność i przewidywalność. Krajowe organy regulacyjne powinny nadal dzielić się najlepszymi praktykami i prowadzić stałą wymianę informacji z ACER na temat ustalania struktury taryf. Ponadto krajowe organy regulacyjne powinny stale monitorować skuteczność projektowanych struktur taryfowych, aby zagwarantować, że odzwierciedlają one koszty, w tym sygnały cenowe, które mogą wspierać skuteczne decyzje inwestycyjne i optymalizację korzystania z sieci, co ostatecznie przyniesie korzyści europejskim odbiorcom. Komisja podejmie działania następcze wraz z krajowymi organami regulacyjnymi i ACER w ramach warsztatów mających na celu dalszą wymianę najlepszych praktyk i ocenę wdrażania niniejszych wytycznych.

1 ACER (2025), Key developments in European electricity and gas markets [Kluczowe zmiany na europejskich rynkach energii elektrycznej i gazu]; https://www.acer.europa.eu/monitoring/MMR/electricity_gas_key_developments_2025.

2 Sprawozdanie końcowe - Trinomics/Komisja Europejska: Investment needs of European energy infrastructure to enable a decarbonised economy [Potrzeby inwestycyjne europejskiej infrastruktury energetycznej na rzecz przejścia na gospodarkę bezemisyjną], 2025.

3 ACER (2024), Electricity infrastructure development to support a competitive and sustainable energy system [Rozwój infrastruktury elektroenergetycznej ukierunkowany na wspieranie konkurencyjnego i zrównoważonego systemu energetycznego]: https://www.acer. europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/ACER_2024_Monitoring_Electricity_Infrastructure.pdf.

4 ACER (2024), Retail market Monitoring report [Sprawozdanie z monitorowania rynku detalicznego]: https://www.acer.europa.eu/ sites/default/files/documents/Publications/ACER-CEER_2024_MMR_Retail.pdf.

5 Nie narusza to wyłącznej kompetencji Trybunału Sprawiedliwości Unii Europejskiej do dokonywania wiążącej wykładni prawa Unii.

6 Art. 11 dyrektywy (UE) 2019/944 w sprawie energii elektrycznej zawiera wymóg, aby odbiorcy końcowi mieli dostęp do umów z ceną dynamiczną energii elektrycznej.

7 ACER (2025 r.) zwraca uwagę, że istnieje wiele możliwości skuteczniejszego stosowania elementów strefowych w taryfach przesyłowych i dystrybucyjnych, oraz podkreśla ich rosnące znaczenie wraz ze zwiększeniem udziału wytwarzania rozproszonego i elastycznych zasobów (np. baterii, ogrzewania elektrycznego i pojazdów elektrycznych). https://www.acer.europa.eu/sites/default/ files/documents/Reports/2025-ACER-Electricity-Network-Tariff-Practices.pdf.

8 W sprawozdaniu ACER ustalanie taryf opisano jako proces składający się z trzech etapów: po pierwsze, określa się dozwolone lub docelowe przychody operatorów systemów (w tym metodę wynagradzania kosztów OSP lub OSD). Po drugie, określa się strukturę taryf. Po trzecie, koszty i przychody przypisuje się do poszczególnych pozycji struktury taryfowej (tj. opłat uiszczanych przez użytkowników sieci).

9 Art. 59 ust. 1 lit. a) dyrektywy w sprawie energii elektrycznej.

10 Art. 57 dyrektywy w sprawie energii elektrycznej.

11 Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej ("rozporządzenie w sprawie energii elektrycznej").

12 Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz zmieniająca dyrektywę 2012/27/UE ("dyrektywa w sprawie energii elektrycznej").

13 Sprawa C-718/18 Komisja Europejska przeciwko Republice Federalnej Niemiec, wyrok z dnia 2 września 2021 r.

14 Sprawa C-767/19 Komisja Europejska przeciwko Belgii, wyrok z dnia 3 grudnia 2020 r.

15 Sprawa C-378/19 Komisja Europejska przeciwko Prezident Slovenskej republiky, wyrok z dnia 11 czerwca 2020 r.

16 W wyroku z dnia 11 czerwca 2020 r. przeciwko Słowacji w sprawie C-378/19 Komisja Europejska przeciwko Prezident Slovenskej republiky Trybunał orzekł, że uprawnienie do powoływania i odwoływania zarządu krajowego organu regulacyjnego lub, w przypadku braku zarządu, ścisłego kierownictwa tego organu muszą być ściśle uregulowane w prawie i wykonywane na podstawie obiektywnych, jasno i wyczerpująco wymienionych oraz możliwych do zweryfikowania kryteriów. Ponadto uprawnienie do powoływania i odwoływania powinno być ... wykonywane w sposób gwarantujący niezależność tego organu [...].

17 Art. 57 ust. 5 lit. b) dyrektywy w sprawie energii elektrycznej.

18 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 oraz dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2024/1711 z dnia 13 czerwca 2024 r. zmieniająca dyrektywy (UE) 2018/2001 i (UE) 2019/944 w odniesieniu do poprawy struktury unijnego rynku energii elektrycznej.

19 Art. 18 ust. 1-3 rozporządzenia (UE) nr 943/2019 w sprawie energii elektrycznej.

20 Zawiadomienie Komisji w sprawie wytycznych dotyczących inwestycji wyprzedzających na rzecz rozwoju przyszłościowych sieci elektroenergetycznych (2025).

21 2025-ACER-Electricity-Network-Tariff-Practices.pdf.

22 Art. 18 ust. 1 i 2 rozporządzenia (UE) 2019/943 w sprawie energii elektrycznej.

23 Aby wspierać innowacje i odejść od faworyzowania nakładów inwestycyjnych w inwestycjach w sieć, w ramach projektu wsparcia regulacyjnego (RAP) zaleca się umożliwienie odzyskiwania kosztów z pułapem dochodów w oparciu o całkowite wydatki oraz nagradzanie operatorów systemów za konkretne wyniki, które promują transformację energetyczną w celu zachęcenia do innowacji sieciowych.

24 Działanie 12 w ACER, Unlocking flexibility: No-regret actions to remove barriers to demand response [Uwalnianie elastyczności: działania typu "no regret" mające na celu usunięcie barier w reakcji popytu].

25 Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2024/1711 z dnia 13 czerwca 2024 r. zmieniająca dyrektywy (UE) 2018/2001 i (UE) 2019/944 w odniesieniu do poprawy struktury unijnego rynku energii elektrycznej.

26 Zgodnie z zapowiedzią w Planie działania dla europejskiego przemysłu motoryzacyjnego oraz w Europejskim planie działania w zakresie stali i metali (2025 r.) Komisja Europejska przedstawi w IV kwartale 2025 r. wytyczne dotyczące zarządzania podłączeniami do sieci.

27 Podłączenia, w przypadku których nie ma gwarancji, że będą w stanie stale przekazywać lub pobierać pełną wymaganą moc.

28 Oczekuje się, że do 2030 r. zużycie energii elektrycznej w UE wzrośnie o około 60 % (unijny plan działania na rzecz sieci mający na celu przyspieszenie wprowadzania sieci elektroenergetycznych, 2023 r.).

29 Od 60 do 90 % nowych połączeń znajduje się na poziomie dystrybucji (ocena skutków pakietu "Czysta energia dla wszystkich Europejczyków", 2016 r.).

30 JRC 2023, "Flexibility requirements and the role of storage in future European Power systems" [Wymogi w zakresie elastyczności i rola magazynowania w przyszłych europejskich systemach energetycznych].

31 Co ważne, sieci dystrybucyjne dysponują znaczną przepustowością poza godzinami szczytowymi - średnie wykorzystanie sieci na poziomie niskiego napięcia w UE wynosi od 2 do 21 %. JRC (2018) - Obserwatorium OSD.

32 Taryfy dynamiczne zachęcają do dorozumianej zmiany zachowań odbiorców, podczas gdy elastyczne zamawianie prowadzi do wyraźnych zmian w zachowaniach wynikających z ustaleń umownych.

33 ACER (2025); https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/2025-ACER-Electricity-Network-Tariff- Practices.pdf.

34 https://open.overheid.nl/documenten/e914cc94-ffcd-42dd-9989-bf7c3fdd44f9/file.

35 Agora Energiewende and Forschungsstelle für Energiewirtschaft e. V. (2023): The benefits of energy flexibility at home [Korzyści płynące z elastyczności energetycznej w gospodarstwach domowych], https://www.agora- energiewende.org/fileadmin/Projekte/2023/2023-14_DE_Flex_heben/A-EW_326_energy_flexibility_at_home_WEB.pdf.

36 SmartEN (2025), https://smarten.eu/wp-content/uploads/2025/03/FTI-Consulting-Report_smartEn_03-2025_DIGITAL_V2.pdf.

37 SmartEN (2025). W badaniu tym wykorzystano koszt ładowania pojazdów elektrycznych jako wskaźnik zastępczy elektryfikacji i ustalono, że roczna opłata abonamentowa mogłaby przynieść korzyści w postaci redukcji o 8,1 %, sezonowa opłata abonamentowa uwzględniająca element strefowy z 3 strefami - o 13,8 %, a dynamiczna taryfa ilościowa - o 23,7 % w porównaniu ze stałą taryfą ilościową. https://smarten.eu/wp-content/uploads/2025/03/FTI-Consulting-Report_smartEn_03-2025_DIGITAL_V2.pdf.

38 Sprawozdanie ACER na temat praktyk w zakresie taryf sieciowych, 2025.

39 Statystyki dotyczące cen energii elektrycznej - Statistics Explained - Eurostat.

40 Pakiet "Czysta energia dla wszystkich Europejczyków", ocena skutków, 2016 r.

41 Grids for Speed (2024); https://powersummit2024.eurelectric.org/wp-content/uploads/2024/07/Grids-for-Speed_Report_FINAL_C lean.pdf.

42 SmartEN (2025), https://smarten.eu/wp-content/uploads/2025/03/FTI-Consulting-Report_smartEn_03-2025_DIGITAL_V2.pdf.

43 Projekt ULB "Femand Flex" (2025 r.), https://demandflex.polytech.ulb.be/en/publications-1https://demandflex.polytech.ulb.be/en/publications-1.

44 EI (2025), "Utformning av tariffer for overforing av el", https://ei.se/om-oss/lagar-och-regler/stallningstagandehttps://ei.se/om-oss/lagar-och-regler/stallningstagande.

45 W 2023 r. odsetek odbiorców korzystających z inteligentnych liczników nie przekraczał 50 % w 11 państwach członkowskich UE: https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications/ACER-CEER_2024_MMR_Retail.pdf.

46 Agora Energiewende and Forschungsstelle für Energiewirtschaft e. V. (2023): The benefits of energy flexibility at home [Korzyści płynące z elastyczności energetycznej w gospodarstwach domowych]; https://www.agora- energiewende.org/fileadmin/Projekte/2023/2023-14_DE_Flex_heben/A-EW_326_energy_flexibility_at_home_WEB.pdf.

47 SmartEN (2025); https://smarten.eu/wp-content/uploads/2025/03/FTI-Consulting-Report_smartEn_03-2025_DIGITAL_V2.pdf.

48 RAP (2025); https://www.raponline.org/wp-content/uploads/2025/03/RAP-ICCT-Hildermeier-Jahn-Schmidt-Bernard-Ragon-Basma- Savings-from-smart-charging-electric-cars-trucks-in-Europe-Mar-2025.pdf.

49 ACER (2025), Sprawozdanie z najlepszych praktyk.

50 ACER (2025), Sprawozdanie z najlepszych praktyk.

51 ACER (2023), Sprawozdanie z najlepszych praktyk, oraz https://www.erse.pt/atividade/consultas-publicas/consulta-p%C3%BAblica-nhttps://www.erse.pt/atividade/consultas-publicas/consulta-p%C3%BAblica-n- %C2%BA-101/abertura/.

52 Sprawozdanie ACER na temat praktyk w zakresie taryf sieciowych (2025); https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/ Reports/2025-ACER-Electricity-Network-Tariff-Practices.pdf.

53 Rozporządzenie Komisji (UE) nr 838/2010 w sprawie ustanowienia wytycznych dotyczących mechanizmu rekompensat dla operatorów działających między systemami przesyłowymi i wspólnego podejścia regulacyjnego do opłat przesyłowych. Uzasadnienie przedstawiono w motywie 10, tj. ustalono zakres, tak aby różnice w opłatach przesyłowych uiszczanych przez wytwórców powodowały zagrożenia dla wewnętrznego rynku energii.

54 W art. 18 ust. 2 lit. f) wymaga się, aby metody ustalania taryf przyczyniały się do osiągnięcia celów określonych w zintegrowanych krajowych planach w dziedzinie energii i klimatu.

55 Sygnały lokalizacyjne dla wytwórców wprowadzono w Danii, zarówno w zakresie opłat za wprowadzanie energii do sieci, jak i opłat przyłączeniowych.

56 Sprawozdanie ACER na temat praktyk w zakresie taryf sieciowych (2025); https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Reports/2025-ACER-Electricity-Network-Tariff-Practices.pdf.

57 ACER (2025); 2025-ACER-Electricity-Network-Tariff-Practices.pdf.

58 Z prognoz Komisji wynika, że do 2030 r. udział energii ze źródeł odnawialnych w Europie wzrośnie do 69 %, a do 2050 r. - do 80 %. Aby odpowiednio się na to przygotować, do 2030 r. poziom elastyczności będzie musiał wzrosnąć do 24 % (288 TWh) popytu na energię elektryczną, a do 2050 r. - do 30 % (2 189 TWh); https://joint-research-centre.ec.europa.eu/jrc-news-and-updates/future-eu- power-systems-renewables-integration-require-7-times-larger-flexibility-2023-06-26_pl.

59 Ładowanie dwukierunkowe pozwala pojazdom elektrycznym nie tylko pobierać energię z sieci do ładowania baterii, ale także w razie potrzeby odsyłać energię elektryczną do sieci lub zasilać urządzenia.

60 Art. 15 ust. 5 dyrektywy (UE) 2019/944 w sprawie energii elektrycznej.

61 ACER (2023), Sprawozdanie z najlepszych praktyk w zakresie taryf.

62 W zakresie, w jakim środki publiczne są wykorzystywane do wspierania operatorów systemów działających w warunkach monopolu legalnego lub naturalnego, nie może to podlegać kontroli pomocy państwa (zob. pkt 373-375 CEEAG oraz zawiadomienie Komisji w sprawie pojęcia pomocy państwa. W przeciwnym razie może być wymagane zatwierdzenie pomocy państwa (zob. np. sprawa SA.113565, decyzja z dnia 21 czerwca 2024 r. w sprawie niemieckiej sieci bazowej wodorowej). Pozostaje to bez uszczerbku dla oceny na podstawie przepisów i wytycznych dotyczących pomocy państwa.

63 W zakresie, w jakim środki publiczne są wykorzystywane do wspierania operatorów systemów działających w warunkach monopolu legalnego lub naturalnego, nie może to podlegać kontroli pomocy państwa (zob. pkt 373-375 CEEAG oraz zawiadomienie Komisji w sprawie pojęcia pomocy państwa). W przeciwnym razie może być wymagane zatwierdzenie pomocy państwa (zob. np. sprawa SA.113565, decyzja z dnia 21 czerwca 2024 r. w sprawie niemieckiej sieci bazowej wodorowej). Pozostaje to bez uszczerbku dla oceny na podstawie przepisów i wytycznych dotyczących pomocy państwa.

64 Zawiadomienie Komisji w sprawie wytycznych dotyczących inwestycji wyprzedzających na rzecz rozwoju przyszłościowych sieci elektroenergetycznych (2025).

65 Dyrektywa w sprawie energii elektrycznej (UE) 944/2019 ze zmianami. Art. 32 ust. 3: Plan rozwoju sieci obejmuje również wykorzystanie odpowiedzi odbioru, efektywności energetycznej, instalacji magazynowania energii lub innych zasobów, które operator systemu dystrybucyjnego ma wykorzystać jako rozwiązanie alternatywne dla rozbudowy systemu oraz art. 51 ust. 3: Przy opracowywaniu dziesięcioletniego planu rozwoju sieci operator systemu przesyłowego w pełni uwzględnia potencjał wykorzystania odpowiedzi odbioru, instalacji magazynowania energii lub innych zasobów jako rozwiązania alternatywnego dla rozbudowy systemu, jak również przewidywane zużycie i handel z innymi krajami oraz plany inwestycyjne dotyczące sieci ogólnounijnych i regionalnych.

66 CRE (2023), "Report on the performance of system operators in the development of a smart electricity grid" [Sprawozdanie na temat efektywności działania operatorów systemów w zakresie rozwoju inteligentnej sieci elektroenergetycznej]; https://www.cre.fr/ fileadmin/Documents/Rapports_et_etudes/2023/2024-02_Rapport_indicateurs_eng.pdf.

67 Agora Energiewende (2024), "Boosting flexibility in distribution grids" [Zwiększanie elastyczności sieci dystrybucyjnych]; https:// www.agora-energiewende.org/fileadmin/Projekte/2023/2023-23_EU_boosting_flexibility/24-0184_Rev.2_DNV_Report_Agora_Ener giewende_-_Boosting_flexibility_in_distribution_grids.pdf.

68 Aby dalej wspierać procesy krajowe, Komisja planuje opublikować wytyczne dotyczące podłączenia do sieci w IV kwartale 2025 r.

69 CREG (2024); https://www.creg.be/fr/publications/decision-b658e/90https://www.creg.be/fr/publications/decision-b658e/90##:~:text=Sur%20les%2014%20propositions%20de,aux%20crit:~:text=Sur%20les%2014%20propositions%20de,aux%20crit% C3%A8res%20de%20l'incitant.

• Identyfikator: Dz.U.UE.C.2026.126
• Rodzaj: Informacja
• Tytuł: Zawiadomienie Komisji w sprawie Wytycznych dotyczących nieulegających dezaktualizacji opłat sieciowych w celu obniżenia kosztów systemu energetycznego
• Data aktu: 09/01/2026
• Data ogłoszenia: 09/01/2026
• Data wejścia w życie: 09/01/2026