ANALIZA REGULACYJNA – UD284, REMIT
Największe zmiany w handlu energią od lat.
Co już obowiązuje, a co wchodzi 1 lipca 2026 r.?
Powrót obliga giełdowego (UD284), REMIT II, reforma EMD i UC84 — cztery procesy regulacyjne, które jednocześnie zmieniają zasady gry na polskim rynku hurtowym energii elektrycznej.
Rynek energii elektrycznej przechodzi jedną z największych przebudów od czasu jego liberalizacji. Cztery równoległe procesy regulacyjne — projekt UD284, REMIT II, nowelizacja UC84 i unijna reforma Electricity Market Design — razem tworzą nowy model funkcjonowania hurtowego rynku energii. Dla wytwórców, spółek obrotu, odbiorców przemysłowych i POB oznacza to jedno: czas na ponowną ocenę strategii kontraktowania.
Skąd naraz tyle zmian na rynku energii elektrycznej?
Zmiany wdrażane na polskim rynku hurtowym energii elektrycznej nie wynikają z jednego aktu prawnego. To efekt równoległego nakładania się czterech procesów regulacyjnych:
- 1Electricity Market Design – unijna reforma rynku energii elektrycznej przyjęta w 2024 r., promująca kontrakty długoterminowe i stabilizację cen.
- 2REMIT II – obowiązujące od maja 2024 r. rozporządzenie rozszerzające nadzór nad hurtowym rynkiem energii i zaostrzające obowiązki compliance.
- 3UC84 – nowelizacja Prawa energetycznego reformująca proces przyłączeń, z konsekwencjami dla handlu i kontraktowania.
- 4UD284 – projekt przywracający obligo giełdowe od 1 lipca 2026 r., największa zmiana na rynku hurtowym od 2022 r.
Każdy z tych procesów oddziałuje na inny element rynku — razem tworzą nowy model jego funkcjonowania. Konieczność ponownego przeanalizowania strategii kontraktowania to nie perspektywa odległa, ale wymóg teraźniejszości.
Co zmienia europejska reforma rynku energii (Electricity Market Design)?
Impulsem do reformy była sytuacja z lat 2021–2023, kiedy ceny energii elektrycznej osiągnęły historyczne poziomy w całej Europie. Rynek oparty głównie na krótkoterminowych sygnałach cenowych okazał się wyjątkowo podatny na wahania cen paliw i gazu.
Reforma EMD przyjęta przez UE w 2024 r. ma zwiększyć odporność rynku na podobne kryzysy. Kluczowe elementy:
- ✓Obowiązek oferowania umów ze stałą ceną energii przez dostawców – ochrona odbiorców przed ekstremalnymi skokami cen.
- ✓Promowanie kontraktów różnicowych (CfD) jako mechanizmu stabilizacji przychodów wytwórców OZE.
- ✓Rozwój umów PPA jako standardowego narzędzia długoterminowego kontraktowania energii.
- ✓Większa rola usług elastyczności i magazynów energii – zarządzanie portfelem zaczyna obejmować nie tylko ilość energii, ale i czas jej wprowadzania na rynek.
Jakie nowe obowiązki nakłada REMIT II i co grozi za ich naruszenie?
Rozporządzenie REMIT II, obowiązujące od maja 2024 r., rozszerza zakres i intensywność nadzoru nad hurtowym rynkiem energii. Zmiany są konkretne i odczuwalne operacyjnie:
- !Rozszerzony katalog raportowanych transakcji – obejmuje teraz szerszy zakres kontraktów hurtowych, w tym wybrane umowy PPA oraz kontrakty OTC zawierane poza giełdą.
- !Natychmiastowe ujawnianie inside information – awarie jednostek wytwórczych, zdarzenia sieciowe i decyzje operacyjne wpływające na ceny muszą być ujawniane bez zwłoki.
- !Rozszerzone kompetencje ACER i Prezesa URE – szersze uprawnienia do monitorowania rynku, pozyskiwania danych transakcyjnych i prowadzenia działań nadzorczych.
- !Zaostrzenie odpowiedzialności za manipulacje rynkowe – wyższe kary, łatwiejsze udowodnienie naruszenia.
Jak UC84 wpływa na handel i kontraktowanie energii?
Nowelizacja Prawa energetycznego UC84 kojarzona jest przede wszystkim z reformą procesu przyłączania do sieci. Jej skutki dla rynku hurtowego są jednak znacznie szersze:
- ✓Cable pooling — możliwość współdzielenia przyłącza przez różne technologie (wiatr + PV + magazyn) zmienia profil generacji i sposób planowania dostaw w kontraktach PPA.
- ✓Elastyczne przyłączenia — wytwórcy działający w reżimie ograniczonej generacji muszą uwzględniać ryzyko curtailmentu w modelach finansowych i umowach sprzedażowych.
- ✓Magazyny energii i usługi elastyczności — tworzą nowe segmenty rynku bilansującego i zmieniają logikę zarządzania portfelem handlowym.
Wniosek dla rynku hurtowego
UC84 bezpośrednio wpływa na modele kontraktowania nowych projektów OZE oraz ocenę ryzyka inwestycyjnego — nawet jeśli jej pierwotnym celem była reforma przyłączeń, nie handlu.
Co to jest obligo giełdowe i co zmienia projekt UD284 od 1 lipca 2026 r.?
Projekt UD284 to największa zmiana na hurtowym rynku energii od 2022 roku. Zakłada przywrócenie obowiązku sprzedaży energii elektrycznej na rynku zorganizowanym. Dlaczego rząd zdecydował się na ten krok?
Nowy art. 49¹ Prawa energetycznego nakłada obowiązek sprzedaży 80% wytworzonej energii przez Towarową Giełdę Energii, platformy NEMO lub w ramach jednolitego łączenia rynków. Szacowany wolumen objęty obowiązkiem to 71–74 TWh rocznie, czyli około 40–43% krajowej produkcji.
Jednym z głównych celów projektu jest odbudowa płynności rynku terminowego. Powrót dużych wytwórców na rynek TGE powinien stopniowo odbudowywać wiarygodne benchmarki cenowe i zwiększać możliwości hedgingu w horyzoncie kwartalnym i rocznym. Rynek OTC nie zniknie — ale odzyska punkt odniesienia, którego przez ostatnie trzy lata brakowało.
Co UD284 zmienia w rozliczaniu umów PPA przy nierynkowym redysponowaniu?
Projekt UD284 przynosi istotną zmianę dla rynku umów PPA. Około 90% umów PPA w Polsce to umowy licznikowe (pay-as-produced) — podstawą rozliczenia jest rzeczywiście zmierzona ilość energii.
Problem pojawia się przy nierynkowym redysponowaniu (curtailmencie) — instalacja wyłączona przez operatora nie produkuje energii, a wytwórca ponosi całą stratę finansową wynikającą z niedoboru produkcji.
Nowe zasady – art. 9c ust. 7r–7za Prawa energetycznego
Do rozliczenia umowy PPA dolicza się energię niewyprodukowaną wskutek polecenia operatora. Ciężar finansowy wynikający z nierynkowego redysponowania zostaje przeniesiony na operatora systemu zgodnie z projektowanym mechanizmem rekompensat.
Jak zmieniają się zasady bilansowania dla POB przy nierynkowym redysponowaniu?
Projekt UD284 zmienia zasady wyznaczania niezbilansowania w przypadku nierynkowego curtailmentu. Dotychczas koszty niezbilansowania wynikające z curtailmentu obciążały Podmiot Odpowiedzialny za Bilansowanie.
Po wejściu w życie nowych przepisów:
- ✓OSP uwzględni energię niewyprodukowaną przy bilansowaniu handlowym POB.
- ✓Koszty korekty ponosi operator wydający polecenie — nie spółka obrotu ani agregator pełniący funkcję POB.
- ✓Curtailment przestaje być ryzykiem bilansowym POB dla instalacji OZE.
Co nowe przepisy oznaczają dla Twojego podmiotu i portfela?
Opisane zmiany dotykają różnych uczestników rynku w różny sposób. Kluczowe implikacje według typu podmiotu:
⚡ Wytwórcy
- 80% wolumenu na giełdę od 1 lipca 2026 r.
- Rewizja strategii sprzedaży i harmonogramu kontraktowania.
- Umowy PPA z OZE — weryfikacja pod kątem rozliczeń curtailmentu (aneksy po 12 mies.).
🏢 Spółki obrotu
- Większa podaż na rynku terminowym = powrót możliwości hedgingu.
- Wiarygodny benchmark cenowy do ofert dla klientów.
- Weryfikacja systemów raportowania REMIT II.
🏭 Grupy kapitałowe
- Model sprzedaży energii wewnątrz grupy z pominięciem giełdy przestaje być możliwy.
- Art. 49¹ ust. 3 — pilny przegląd wewnętrznych umów sprzedażowych.
🔩 Odbiorcy przemysłowi
- Lepsza transparentność cen i dostępność ofert terminowych.
- Postulat energochłonnego sektora od 2022 r. — po 1 lipca sytuacja powinna się poprawić.
⚖️ POB i agregatorzy
- Curtailment przestaje obciążać rachunek bilansowy POB.
- Weryfikacja procedur operacyjnych i umów z wytwórcami OZE.
📊 Wszystkie podmioty
- Jakość prognoz cenowych i generacji OZE zyskuje kluczowe znaczenie.
- Więcej instrumentów terminowych = więcej decyzji opartych na analizie.
Na co warto zwrócić uwagę już dziś – lista kontrolna
Niezależnie od typu podmiotu, każdy aktywny uczestnik hurtowego rynku energii powinien odpowiedzieć sobie na poniższe pytania:
- ?Czy strategia hedgingowa uwzględnia powrót obliga giełdowego i odbudowę rynku terminowego?
- ?Czy istniejące umowy PPA wymagają zmian w zakresie rozliczeń curtailmentu?
- ?Czy procedury REMIT II są kompletne i obejmują nowe kategorie raportowanych transakcji?
- ?Czy modele zakupowe i sprzedażowe w pełni wykorzystują możliwości rynku terminowego?
- ?Czy wewnętrzne umowy wewnątrzgrupowe są zgodne z nowym art. 49¹ ust. 3 Prawa energetycznego?
- ?Czy sposób zarządzania niezbilansowaniem wymaga aktualizacji w związku z nowymi zasadami POB?
Kalendarz wdrożenia – co i kiedy wchodzi w życie?
Poniżej harmonogram kluczowych zmian regulacyjnych na rynku energii elektrycznej:
Przygotuj się do nowych regulacji – dwudniowy cykl szkoleń
REMIT II – nowe obowiązki raportowe, kontrole ACER i przygotowanie uczestników hurtowego rynku energii
Kompletne przygotowanie do nowych obowiązków raportowych i wymogów compliance wynikających z REMIT II.
Handel energią. Kontraktowanie energii, zabezpieczenie portfela przez wytwórców, firmy obrotu i odbiorców
Praktyczne aspekty handlu i kontraktowania energii elektrycznej w nowych realiach regulacyjnych.
Oba wydarzenia tworzą spójny, dwudniowy cykl obejmujący zarówno obowiązki regulacyjne, jak i praktykę handlu oraz kontraktowania energii elektrycznej.
Kontakt: Maciej Czech • +48 606 739 737 • maciej.czech@dlaenergetyki.pl
Handel energią elektryczną już nie jest tym, czym był
Cztery równoległe procesy regulacyjne — UD284, REMIT II, UC84 i reforma EMD — łącznie zmieniają logikę funkcjonowania hurtowego rynku energii elektrycznej. Handel energią przestaje polegać wyłącznie na zakupie i sprzedaży wolumenu.
Coraz większego znaczenia nabierają: zarządzanie portfelem, analiza ryzyka regulacyjnego, strategie hedgingowe, umowy długoterminowe oraz jakość prognoz rynkowych i generacji OZE. Dla uczestników rynku oznacza to konieczność bieżącego śledzenia zmian i dostosowywania strategii kontraktowania — niezależnie od tego, po której stronie rynku się znajdują.
