W pierwszych miesiącach 2025 roku właściciele instalacji PV obserwowali gwałtowne spadki wartości energii oddawanej do sieci w systemie net-billingu — a to bezpośrednio odbija się na Twoich przychodach. Jeśli nie wiesz, skąd biorą się te wahania i jak je wykorzystać na swoją korzyść, ryzykujesz, że środki z depozytu po prostu się rozpłyną.
W tym artykule wyjaśniamy zasady działania net-billingu w 2025 roku, analizujemy wpływ cen godzinowych, współczynnika 1,23 i ograniczeń czasowych, a także pokazujemy, jak z pomocą autokonsumpcji, magazynowania i dynamicznych taryf odzyskać kontrolę nad opłacalnością własnej instalacji.
Dlaczego cena w systemie net-billing jest tak zmienna w 2025
Zmiana systemu rozliczeń z opustów na net-billing miała urealnić wartość energii oddawanej do sieci przez prosumentów. W teorii – słusznie. W praktyce jednak oznacza to, że Twoje przychody z fotowoltaiki są dziś bezpośrednio zależne od notowań giełdowych, które zmieniają się z godziny na godzinę i z miesiąca na miesiąc. W 2025 roku ta zmienność jest wyraźna jak nigdy wcześniej.
Podstawą wyceny energii oddanej do sieci jest rynkowa cena energii elektrycznej (RCE), ustalana na Rynku Dnia Następnego (RDN). To właśnie te notowania – dynamiczne, wrażliwe na podaż i popyt, a także zmiany pogodowe – determinują Twoje przychody w net-billingu.
Do końca czerwca 2024 roku większość prosumentów była rozliczana według miesięcznej stawki (RCEm) – to uśredniona cena, ważona wolumenem energii oddanej przez prosumentów, publikowana przez PSE. Od 1 lipca 2024 roku nowi prosumenci weszli już w system pełnych rozliczeń godzinowych (RCEh). Co to zmienia?
Każda kilowatogodzina ma swoją własną cenę – zależną od momentu, w którym została oddana do sieci. Produkcja w południe, kiedy słońce świeci najmocniej, często zbiega się z największą podażą z PV, co obniża wartość energii – czasem do poziomów poniżej 200 zł/MWh. Natomiast w godzinach wieczornych, gdy zapotrzebowanie rośnie, a PV już nie pracuje, ceny na RDN potrafią skoczyć nawet kilkukrotnie. Problem w tym, że wtedy Twoja instalacja już nic nie produkuje.
Dodatkowo od lutego 2025 roku wprowadzono współczynnik 1,23, który podnosi wartość energii oddanej do sieci o 23%. To pozytywna zmiana, która miała złagodzić skutki niskich cen w godzinach wysokiej produkcji. Ale nawet z tym współczynnikiem, przy rekordowo niskiej RCEm za kwiecień 2025 roku – wynoszącej jedynie 163,19 zł/MWh, odsprzedaż energii do sieci przynosi wyraźnie niższe przychody niż jej zakup.
Jak liczone są stawki? Rynkowa cena energii elektrycznej w net-billingu
Aby zrozumieć, dlaczego tak trudno „wyjść na zero” w net-billingu, musisz znać podstawowy mechanizm rozliczenia.
RCEm to rynkowa cena miesięczna – obliczana i publikowana przez PSE dla każdego miesiąca oddzielnie, na podstawie uśrednionych notowań RDN oraz wolumenu energii wprowadzonej do sieci przez prosumentów. Ta wartość jest punktem odniesienia dla Twojego depozytu, jeśli Twoja instalacja zaczęła działać przed 1 lipca 2024 r.
RCEh to cena godzinowa – obowiązuje nowych prosumentów (od 1 lipca 2024) i wyliczana jest dla każdej godziny osobno. To właśnie ten model wprowadza największą zmienność i nieprzewidywalność, ponieważ jesteś bezpośrednio uzależniony od cen giełdowych w danym momencie produkcji.
A co z ceną zakupu energii? Do 30 września 2025 roku obowiązuje zamrożona stawka dla gospodarstw domowych – 0,5000 zł netto (0,6212 zł brutto z akcyzą). Przykład? Jeżeli w kwietniu 2025 roku oddałeś do sieci 500 kWh energii, otrzymasz ok. 81,60 zł (500 × 0,16319 zł). Ale gdy wieczorem pobierzesz tę samą ilość energii z sieci, zapłacisz aż 310,60 zł (500 × 0,6212 zł). Różnica? Prawie 230 zł.
Z takim bilansem trudno mówić o opłacalności samej sprzedaży do sieci. Dlatego rośnie znaczenie autokonsumpcji – czyli bezpośredniego zużycia wyprodukowanej energii, zanim trafi do sieci.
Co wpływa na ceny godzinowe w net-billingu
W 2025 roku ceny godzinowe w systemie net-billing nie są dziełem przypadku – są wynikiem złożonej interakcji kilku czynników, które dynamicznie zmieniają się z dnia na dzień, a nawet z godziny na godzinę. Dla Ciebie jako prosumenta oznacza to, że wartość każdej kilowatogodziny zależy nie tylko od tego, ile wyprodukujesz, ale kiedy dokładnie ta energia trafi do sieci.
Pierwszym i najbardziej oczywistym czynnikiem jest sezonowość. Zimą – kiedy zapotrzebowanie na energię rośnie, a produkcja PV spada – ceny na RDN są zwykle znacznie wyższe. W styczniu 2025 roku osiągnęły średni poziom około 480 zł/MWh. Wynikało to głównie z wysokich cen paliw, niskiej generacji z OZE i zwiększonego zużycia energii do ogrzewania. Dla prosumentów była to wyjątkowo korzystna sytuacja – nawet niewielka produkcja miała wysoką wartość.
Z kolei latem sytuacja wygląda zupełnie inaczej. Między godziną 11:00 a 15:00 do systemu trafia ogromna ilość energii z instalacji PV – udział źródeł słonecznych w miksie przekracza wtedy 20%, co generuje silną nadpodaż i obniża ceny nawet poniżej 150 zł/MWh. I choć produkujesz wtedy najwięcej, wartość energii w depozycie jest najniższa. To właśnie ta dysproporcja sprawia, że net-billing bez strategii autokonsumpcji może przynosić rozczarowujące efekty finansowe.
Kolejnym, mniej oczywistym czynnikiem są tzw. korekty bilansujące, czyli mechanizmy rynkowe działające w sytuacjach, gdy prognozy generacji – szczególnie z fotowoltaiki – znacząco odbiegają od rzeczywistości. Jeśli na przykład przewidywana moc PV była zbyt wysoka, a rzeczywista produkcja okazała się niższa, może dojść do gwałtownego odbicia cen w Rynku Dnia Bieżącego (RDB), nawet o 30%. Takie sytuacje są trudne do przewidzenia, ale mają realny wpływ na wysokość depozytu prosumenckiego w systemie godzinowym.
Net-billing kalkulator – przykład rozliczenia krok po kroku
Aby lepiej zobrazować, jak działają ceny godzinowe i współczynnik 1,23 w praktyce, spójrzmy na uproszczony przykład rozliczenia instalacji o mocy 10 kWp w lutym 2025 roku.
Instalacja wyprodukowała w tym miesiącu 900 kWh energii. Z tego 350 kWh zostało zużyte na miejscu (autokonsumpcja), a 550 kWh trafiło do sieci. Średnia cena godzinowa RCEh za luty wyniosła 442 zł/MWh, a wartość energii w depozycie została powiększona o współczynnik 1,23.
Obliczenie wartości depozytu wygląda tak:
550 kWh × 442 zł/MWh × 1,23 ≈ 299 zł
Z kolei z sieci pobrano 200 kWh energii po cenie detalicznej 0,90 zł/kWh, co daje koszt:
200 kWh × 0,90 zł = 180 zł
Rachunek końcowy wypada korzystnie:
299 zł depozytu – 180 zł kosztu = +119 zł nadwyżki
Co jest tu najważniejsze? Gdyby nie współczynnik 1,23, wartość depozytu wyniosłaby około 243 zł – czyli saldo końcowe byłoby ujemne, a cała operacja oznaczałaby stratę. To pokazuje, jak istotne znaczenie ma dodatkowy mnożnik wprowadzony w 2025 roku – szczególnie w miesiącach, gdy średnie ceny RDN są relatywnie wysokie.
Wnioski z tego przykładu są dwa: po pierwsze, rozliczenia godzinowe wymagają większej świadomości i aktywnego zarządzania zużyciem energii. Po drugie, współczynnik 1,23 nie rozwiązuje problemu niskich przychodów latem, gdy ceny w południe są bardzo niskie. Dlatego w kolejnej części przeanalizujemy konkretne strategie, które pomogą Ci utrzymać opłacalność Twojej instalacji niezależnie od rynkowych fluktuacji.
Net billing a net metering
Przez lata system opustów (net metering) był fundamentem opłacalności instalacji fotowoltaicznych. Umożliwiał prosty model rozliczeń – bilans wolumenowy, w którym za każdą 1 kWh oddaną do sieci można było odebrać 0,8 kWh (dla instalacji do 10 kWp). W tym układzie czas produkcji nie miał znaczenia – liczyła się ilość energii.
Net-billing całkowicie zmienia ten paradygmat. Wprowadzony w 2022 roku, a od połowy 2024 oparty w pełni na cenach godzinowych, rozlicza już nie energię, ale jej wartość rynkową. Oddajesz energię – jej wartość trafia do depozytu, z którego później opłacasz pobór energii z sieci. Problem w tym, że depozyt ma termin ważności – 12 miesięcy, po którym niewykorzystane środki przepadają.
Najważniejsza zmiana to przesunięcie ryzyka cenowego z operatora systemu dystrybucyjnego (OSD) na prosumenta. W opustach rynek Cię nie obchodził – dziś musisz go znać, analizować i reagować. Ale to nie tylko obciążenie – to także szansa. Net-billing otwiera pole do optymalizacji: poprzez magazynowanie energii, autokonsumpcję i kontrakty PPA możesz aktywnie wpływać na rentowność instalacji. To już nie jest bierna inwestycja – to realne zarządzanie wartością energii.
Strategie maksymalizacji zysku w 2025
Aby odnaleźć się w nowej rzeczywistości net-billingu, musisz podejść do swojej instalacji jak do mikroprzedsiębiorstwa energetycznego. Poniżej przedstawiamy trzy kluczowe strategie, które mogą realnie zwiększyć Twoje zyski.
Autokonsumpcja powyżej 50%
Najprostszą drogą do lepszego bilansu jest zużywanie energii na miejscu, zanim trafi do sieci. Jeżeli jesteś w stanie dostosować swoje zużycie do godzin szczytowej produkcji (między 10:00 a 16:00), zyskujesz podwójnie: unikasz zakupu energii po cenie detalicznej i nie sprzedajesz jej tanio w warunkach nadpodaży. Kluczowe działania to uruchamianie pomp ciepła, ładowarek EV czy podgrzewaczy CWU w czasie produkcji PV.
Magazyn energii + dynamiczne PPE
Dla osób z większym zapotrzebowaniem lub firm, które mają większe instalacje, naturalnym krokiem jest magazyn energii. Jeśli różnica (spread) między ceną w godzinach niskiej i wysokiej podaży wynosi ponad 300 zł/MWh, okres zwrotu (ROI) dla magazynu 10 kWh skraca się z 11 do nawet 7 lat. Kluczowe jest połączenie magazynu z dynamiczną taryfą, która pozwala optymalizować momenty zakupu i sprzedaży.
Umowy cPPA i sprzedaż bezpośrednia
Dla instalacji powyżej 50 kWp warto już myśleć jak profesjonalny wytwórca. Rynek oferuje możliwość zawierania kontraktów cPPA (corporate Power Purchase Agreement) – to umowy z odbiorcą przemysłowym, który kupuje Twoją energię po ustalonej cenie (np. forward Q-base + marża). Takie rozwiązanie stabilizuje przychody i amortyzuje ryzyko godzinowe, które dominuje w klasycznym net-billingu.
Wpływ współczynnika 1,23 od lutego 2025 – czy to wystarczy?
W lutym 2025 r. wprowadzono współczynnik 1,23 – mnożnik, który zwiększa wartość każdej kilowatogodziny oddanej do sieci o 23%. To mechanizm wsparcia, który miał zrównoważyć negatywne skutki rozliczeń godzinowych.
Czy to wystarcza? Nie do końca.
Po pierwsze, współczynnik nie dotyczy energii zużytej bezpośrednio, a więc nie wpływa na autokonsumpcję – tam nadal największą wartość generujesz przez unikanie kosztu zakupu.
Po drugie, przy bardzo niskich cenach godzinowych, które regularnie występują wiosną i latem, nawet zwiększenie wartości o 23% oznacza realnie nadal mniej niż koszt zakupu energii z sieci. Jeśli przykładowo cena godzinowa spada do 180 zł/MWh, to po zastosowaniu współczynnika osiągasz około 221 zł/MWh – a przypomnijmy, że cena zakupu energii w taryfie G11 brutto to ponad 620 zł/MWh.
W praktyce współczynnik zaczyna działać realnie na korzyść prosumenta dopiero wtedy, gdy ceny RDN przekraczają 400 zł/MWh. W takich warunkach nadwyżki oddane do sieci mogą przynieść zauważalny zysk. Ale są to raczej miesiące zimowe lub okresy ograniczonej podaży PV – więc nie każdy prosument zdoła je wykorzystać.
Prognoza na 2026 i co warto zrobić już dziś
Dostępne na Towarowej Giełdzie Energii kontrakty terminowe typu Baseload wskazują, że średnia cena energii na 2026 rok może ustabilizować się w okolicach 430 zł/MWh. To poziom zbliżony do górnej granicy z lat 2021–2024, co sugeruje względną stabilność, ale też brak powrotu do rekordów z lat kryzysowych.
Co warto zrobić już teraz?
Dokładnie dostosuj moc instalacji PV do swojego profilu zużycia. Instalacja przewymiarowana względem zapotrzebowania nie zwiększa rentowności – wręcz przeciwnie, prowadzi do większej ilości tanio oddawanej energii.
Zainwestuj w magazyn energii i system sterowania obciążeniem. Instalacje hybrydowe (PV + magazyn + inteligentne sterowanie) są odporne na zmiany przepisów i cen.
Jeśli Twoja instalacja przekracza 50 kWp, monitoruj rynek umów cPPA. Długoterminowe kontrakty z odbiorcami przemysłowymi to dziś jeden z najskuteczniejszych sposobów na zabezpieczenie przychodów.
