Od 2019 roku w Polsce obserwuje się bardzo dynamiczny rozwój mikroinstalacji przyłączanych do sieci operatorów systemów dystrybucyjnych. Tak szybka ekspansja rozproszonej generacji (przede wszystkim fotowoltaicznej) istotnie zmienia pracę sieci niskiego napięcia.
W ciągu zaledwie kilku lat liczba prosumentów wzrosła niemal 30-krotnie, a łączna moc zainstalowana prawie 40-krotnie osiągając we wrześniu 2025 r. ponad 1,6 mln instalacji o łącznej mocy przekraczającej 13,4 GW (rys. 1).
Wraz ze wzrostem liczby instalacji rośnie znaczenie analizy rzeczywistych profili generacji i poboru energii przez prosumentów, zwłaszcza w kontekście rosnących wyzwań dla lokalnych sieci dystrybucyjnych oraz dla planowania przyszłych inwestycji i rozwoju usług elastyczności. Zrozumienie, jak prosumenci wytwarzają i zużywają energię w różnych warunkach geograficznych, sezonowych i taryfowych, jest kluczowe dla właściwej oceny ich wpływu na pracę systemu.
Niniejsza analiza dotyczy zachowań prosumentów z dwóch oddziałów Energa-Operator – w Kaliszu i w Olsztynie – z wykorzystaniem danych pomiarowych generacji i poboru energii z lat 2023–2024. Obejmuje prosumentów rozliczanych w taryfach G11 (jednostrefowej) oraz G12 (dwustrefowej), którzy łącznie stanowią około 90 proc. wszystkich mikroinstalacji w badanych obszarach. Analiza ma określić poziom autokonsumpcji energii wytwarzanej przez prosumentów oraz ocenić wpływ pracy mikroinstalacji prosumentów na obciążenie sieci.
Analizowani prosumenci rozliczani są w taryfach G11 i G12, co pozwala przyjąć, że są to głównie gospodarstwa domowe w zabudowie jednorodzinnej, w których podstawowym źródłem generacji są instalacje PV. Potwierdzają to także dane: w godzinach nocnych moc oddawana do sieci jest śladowa – co może wskazywać na marginalny udział magazynów energii elektrycznej lub mikroinstalacji innych niż PV. Badaną populację można więc uznać za reprezentatywną dla gospodarstw domowych z instalacjami fotowoltaicznymi w zabudowie jednorodzinnej.
Charakterystyka badanych grup i obszarów
Analizowanych prosumentów podzielono na cztery podgrupy oznaczone symbolami K1, K2, O1 oraz O2, gdzie litera K odnosi się do Oddziału w Kaliszu, O – Oddziału w Olsztynie, zaś numer 1 oznacza prosumentów rozliczanych w taryfie G11, a 2 – w taryfie G12. Struktura liczebna próby przedstawia się następująco:
- K1 – prosumenci z Oddziału w Kaliszu, rozliczani w taryfie G11 – 40 074 gospodarstw,
- K2 – prosumenci z Oddziału w Kaliszu, rozliczani w taryfie G12 – 12 333 gospodarstw,
- O1 – prosumenci z Oddziału w Olsztynie, rozliczani w taryfie G11 – 23 058 gospodarstw,
- O2 – prosumenci z Oddziału w Olsztynie, rozliczani w taryfie G12 – 5 813 gospodarstw.
Próbkę prosumentów dobrano tak, aby każdy z nich pozostawał prosumentem przez cały analizowany okres 2023-2024.
Obszar Oddziału w Kaliszu charakteryzuje się wyższym średnim potencjałem produkcji energii z instalacji PV (ok. 1080–1120 kWh/kWp) niż z obszaru Oddziału w Olsztynie (ok. 1000–1040 kWh/kWp) co oznacza różnicę rzędu 7–10 proc. na korzyść obszaru Kalisza [2].
Bilans energii i autokonsumpcja
Tabela 1 przedstawia podstawowe dane charakteryzujące badane grupy prosumentów w latach 2023–2024, obejmujące średnią moc zainstalowanej mikroinstalacji, roczną energię wyprodukowaną przez instalację, energię pobraną z sieci, energię oddaną do sieci, poziom autokonsumpcji (rozumiany jako udział energii wyprodukowanej zużytej bezpośrednio na potrzeby własne) oraz wskaźnik produkcji energii odniesiony do mocy zainstalowanej (kWh/kWp).
Ilość energii zużywanej przez prosumentów oszacowano na podstawie porównania profilu zużycia energii prosumentów z profilami standardowych odbiorców nieposiadających mikroinstalacji. Dla typowych odbiorców udział energii zużywanej w godzinach nocnych (22:00 – 6:00), w których generacja PV nie występuje, wynosi średnio 36 proc. w przypadku taryfy G11 oraz 39 proc. w przypadku taryfy G12 całkowitego zużycia energii (wg analiz własnych autora wykonanych dla danych z 2023 r.). Przyjmując analogiczne proporcje dla prosumentów, oszacowano ich roczne zużycie energii. Różnica między tak oszacowanym zużyciem a energią pobraną z sieci w skali roku wyznacza poziom autokonsumpcji, co umożliwia oszacowanie ilości energii wytworzonej przez mikroinstalacje prosumenckie.
Średnia moc zainstalowana mikroinstalacji wynosi około 6-7 kW i wzrosła w 2024 r. względem 2023 r. W Oddziale Kalisz tempo wzrostu było wyższe – średnia moc zwiększyła się o ok. 4,8% (K1) i 4,5% (K2). W Olsztynie wzrost był mniejszy: ok. 2,4% (O1) i 3,2% (O2).
Analiza danych wskazuje, że poziom autokonsumpcji energii w badanych grupach jest niski i mieści się w przedziale 22–27 proc. Prosumenci z Oddziału w Kaliszu osiągają nieco wyższe wartości autokonsumpcji niż prosumenci z Oddziału w Olsztynie, co można wiązać z korzystniejszym potencjałem nasłonecznienia oraz lepszym dopasowaniem profilu generacji do profilu zużycia.
Porównanie lat 2023 i 2024 pokazuje, że poziom autokonsumpcji pozostaje zasadniczo niezmienny, mimo wzrostu mocy zainstalowanej mikroinstalacji. Oznacza to, że zwiększanie mocy PV nie przekłada się automatycznie na lepsze wykorzystanie energii na potrzeby własne, a dodatkowa produkcja w coraz większym stopniu trafia do sieci.
Wyznaczony wskaźnik produkcji energii odniesiony do mocy zainstalowanej (kWh/kWp) jest spójny z potencjałem nasłonecznienia analizowanych obszarów i potwierdza różnice pomiędzy Oddziałem w Kaliszu a Oddziałem w Olsztynie.
Maksymalna moc oddawana do sieci
W ocenie wpływu mikroinstalacji na sieć kluczowe jest określenie maksymalnej mocy oddawanej do sieci przez prosumentów. Dane z tabeli 2 pokazują, że przeciętny prosument generuje moc szczytową rzędu około 5 kW. W relacji do mocy zainstalowanej oznacza to stopień wykorzystania mocy zainstalowanej na poziomie 71–75 proc.
Porównując lata 2023 i 2024, można zauważyć nieznaczny wzrost maksymalnej oddanej mocy (średnio o 2–4 proc. w zależności od grupy), przy jednoczesnym spadku udziału tej mocy w mocy zainstalowanej o około 1 punkt procentowy.
Porównanie oddziałów w Kaliszu i Olsztynie pokazuje, że prosumenci w Oddziale w Kaliszu osiągają nieco wyższe wartości mocy szczytowej oddawanej do sieci względem mocy zainstalowanej niż w Oddziale w Olsztynie. W 2024 r. maksymalna oddana moc stanowiła średnio 73–74 proc. mocy znamionowej mikroinstalacji w Oddziale dziale w Kaliszu, podczas gdy w Oddziale w Olsztynie około 70–71 proc. Analizując wpływ taryfy, widać, że prosumenci z grup G12 wykazują nieco niższe udziały mocy oddawanej do sieci niż prosumenci rozliczani w G11. Może to świadczyć o tym, że w okresach najwyższej generacji część energii jest bezpośrednio zużywana lokalnie przez prosumentów dwustrefowych, co ogranicza chwilowe maksimum mocy oddawanej do sieci.
Dobowy profil generacji energii PV
Charakterystyczną cechą mikroinstalacji PV jest zmienność generacji w cyklu dobowym. Rysunek 2 przedstawia łączną ilość energii wprowadzonej do sieci przez przeciętnego prosumenta (w ujęciu rocznym) w zależności od pory dnia, dla badanych grup i lat. Z kolei tabela 3 zawiera dokładne wartości energii oddanej do sieci w godzinach, gdzie wartości te są największe (6:00–20:00).
Analiza danych pokazuje, że dobowy profil generacji mikroinstalacji odzwierciedla typowy przebieg nasłonecznienia. Produkcja energii zaczyna się około 6:00, po czym stopniowo rośnie i osiąga najwyższe wartości w godzinach 11:00–14:00, z wyraźnym maksimum około 13:00. Po 16:00 generacja szybko maleje, a po 19:00 przyjmuje wartości minimalne.
We wszystkich grupach i w obu latach maksimum energii oddawanej do sieci przypadało na godzinę 13:00. W przypadku prosumentów z Oddziału w Kaliszu wartości oddawanej energii w godzinach szczytu południowego były wyższe niż w Oddziale w Olsztynie, co potwierdza przewagę nasłonecznienia w regionie kaliskim.
Jednocześnie zauważalny jest wpływ taryfy na kształt profilu oddawania energii. Prosumenci rozliczani w taryfie G12 dysponują przeciętnie większą mocą zainstalowaną PV niż prosumenci w taryfie G11, co przekłada się na wyższe wartości oddawania energii w godzinach południowych, widoczne na rysunku 2. Między rokiem 2023 a 2024 zaobserwowano wzrost ilości energii oddawanej w godzinach szczytu – rzędu
kilku procent – przy braku zmiany czasu występowania kulminacji generacji.
Tabela 3 przedstawia szczegółowe roczne wolumeny energii oddanej do sieci (w kWh) w wybranych godzinach doby przez prosumenta danej grupy. Wartości oznaczają sumaryczną energię, jaką jeden prosument oddał do sieci o danej godzinie w ciągu całego roku. Liczby te dobrze obrazują różnice w rozkładzie generacji w ciągu dnia między poszczególnymi grupami i latami.
Sumaryczna energia wprowadzona do sieci (dla wszystkich badanych grup) w godzinach 11:00–14:00 wynosi około 3 MWh, co stanowi 52% całkowitej rocznej energii oddanej przez prosumenta do sieci. Na rysunku rys. 3 pokazano histogram godzin, w których prosumenci osiągają maksymalną moc oddawania. Histogram ten potwierdza, że zdecydowana większość prosumentów osiąga swoje szczyty generacji w godzinach okołopołudniowych – najczęściej o 13:00, rzadziej o godzinie 12:00. Z kolei na rysunku 4 zaprezentowano rozkład wartości maksymalnych mocy oddawanych do sieci.
Sezonowość generacji energii
Generacja energii z instalacji fotowoltaicznych w klimacie Polski cechuje się silną sezonowością – zdecydowanie większa część energii produkowana jest latem, natomiast w miesiącach zimowych moc oddawana do sieci spada do bardzo niskich poziomów. Tabela 4 przedstawia udział energii elektrycznej wprowadzonej do sieci przez mikroinstalacje prosumenckie w poszczególnych miesiącach roku, dla każdej grupy w latach 2023–2024. Udziały te odzwierciedlają, jaka część rocznej produkcji energii została oddana
do sieci w danym miesiącu. Z powyższych danych wynika jednoznacznie, że największy udział produkcji przypada na miesiące letnie. Okres od maja do sierpnia odpowiada łącznie za około 59-62 proc. całkowitej rocznej generacji oddanej do sieci. W miesiącach tych długi dzień, wysokie nasłonecznienie oraz korzystne kąty padania promieni słonecznych sprzyjają maksymalnemu wykorzystaniu mocy instalacji. Natomiast w miesiącach przejściowych (marzec, kwiecień, wrzesień, październik) do sieci trafia łącznie około 33-34 proc. rocznej energii, a w okresie zimowym (listopad–luty) jedynie kilka procent – udział tych czterech zimowych miesięcy nie przekracza zwykle 5–7 proc. rocznej produkcji.
Wnioski te znajdują potwierdzenie również na rys. 5 i 6. przedstawiają średnią moc oddawaną do sieci w poszczególnych miesiącach przez prosumentów odpowiednio z grup K2 (Oddział w Kaliszu, G12) i O1 (Oddział w Olsztynie, G11). Oba wykresy odwzorowują ten sam kształt sezonowy, co odpowiada informacjom w tabeli 4:
-szybki wzrost generacji od marca,
-najwyższe wartości od maja i sierpnia,
-stopniowy spadek od września,
-minimalna generacja zimą.
Profil zużycia energii przez prosumentów
Oprócz analizy generacji PV istotna jest analiza profilu zużycia energii elektrycznej przez prosumentów, gdyż od niego zależy poziom wykorzystania energii na własne potrzeby (autokonsumpcji) oraz obciążenie sieci w różnych porach doby. Rysunek 7 przedstawia średni dobowy profil poboru energii z sieci dla badanych prosumentów. Profil ten odzwierciedla typowy rytm dnia gospodarstw domowych – charakteryzuje się niskimi wartościami poboru energii w godzinach nocnych (około 2:00–5:00), widocznym zrostem poboru w godzinach porannych (poranny szczyt związany z rozpoczęciem dnia) oraz wyraźnym szczytem wieczornym przypadającym między 19:00 a 21:00. W przeciwieństwie do odbiorców nieposiadających instalacji PV minimalny pobór energii nie występuje jednak w nocy, lecz w godzinach południowych. Wynika to z faktu, że w tym czasie mikroinstalacje fotowoltaiczne pokrywają część bieżącego zużycia, co naturalnie obniża zapotrzebowanie na energię pobieraną z sieci.
Porównanie profili zużycia dla taryf G11 i G12 ujawnia istotne różnice. Prosumenci rozliczani w taryfie G12 (grupy K2, O2) wykazują wyższy pobór energii, przy czym różnica ta jest mniejsza w godzinach popołudniowych w porównaniu z grupami G11 (K1, O1). Wskazuje to na reakcję tych użytkowników na bodźce cenowe – część zużycia jest świadomie przesuwana na tańszą strefę pozaszczytową (nocną). W efekcie różnice między doliną nocną a szczytem wieczornym są mniejsze niż w grupach jednostrefowych.
W ujęciu geograficznym stwierdzono, że pobór energii w Oddziale w Kaliszu jest nieco wyższy niż w Oddziale w Olsztynie (dla porównywalnych taryf ). Może to wynikać z większego wyposażenia gospodarstw domowych w urządzenia elektryczne na obszarze kaliskim oraz faktu, że średnia moc mikroinstalacji (a tym samym potencjalna moc pokrywanych odbiorników) jest tam wyższa. Różnice te jednak nie są duże – ogólny kształt profilu zużycia w obu regionach jest podobny. Między rokiem 2023 a 2024 nie zaobserwowano znaczących zmian w profilach poboru – wzorce konsumpcji energii wydają się utrwalone. Wartości zapotrzebowania w poszczególnych godzinach wzrosły jedynie nieznacznie (szacunkowo średnio o 2–3 proc.), co może wynikać z naturalnego wzrostu zużycia energii w gospodarstwach.
Rysunek 8 prezentuje histogram godzin występowania maksymalnych wartości mocy pobieranej przez prosumentów. Wynika z niego, że większość dobowych szczytów zapotrzebowania przypada na godziny wieczorne – najczęściej między 19:00 a 21:00. Z kolei rysunek 9 obrazuje rozkład wartości dobowych maksymalnych mocy poboru. Wartości te mieszczą się w przedziale do 2 kW. Szczytowe zapotrzebowanie mocy pojedynczego gospodarstwa jest trzykrotnie niższe niż moc zainstalowana jego paneli fotowoltaicznych.
Profil obciążenia przedstawiony na rysunku 7 jest uśredniony dla wszystkich dni i pór roku. W celu szczegółowej analizy zmienności zachowań prosumentów, na rys. 10 i 11 zaprezentowano średnie dobowe profile obciążenia według charakteru dnia (dni robocze – R, soboty – S, niedziele i święta – N) oraz sezonu (zima – Z, lato – L). Zima została przedstawiona na podstawie danych ze stycznia, a lato – z lipca. Rysunek 10 dotyczy prosumentów rozliczanych jednostrefowo (G11), zaś rys. 11 – dwustrefowo (G12). Zróżnicowanie profili ze względu na dzień tygodnia ujawnia wyraźne różnice między dniami pracy a weekendem. W dni robocze krzywa zużycia ma wyraźną dolinę w środku dnia (około południa), gdy większość domowników przebywa poza domem, oraz dominujący szczyt wieczorny po ich powrocie. W weekendy (zarówno soboty, jak i niedziele i święta) obciążenie rozkłada się bardziej równomiernie w ciągu dnia. W godzinach okołopołudniowych moc pobierana z sieci jest wyższa niż w dni robocze, co wiąże się z większą aktywnością domowników w ciągu dnia. W efekcie różnica pomiędzy obciążeniem w południe a w godzinach wieczornych jest mniejsza niż w dni robocze. Szczyt zapotrzebowania nadal występuje w godzinach wieczornych, przy czym w soboty pojawia się on nieco wcześniej, a najwyższe wartości osiąga w taryfie G12. Poranny przyrost obciążenia jest z kolei w weekendy słabiej zaznaczony i opóźniony – wynika to z późniejszego rozpoczęcia aktywności w dzień wolny w porównaniu do dnia pracy.
Porównanie sezonów wskazuje na różnice między profilem letnim a zimowym. W miesiącach zimowych (profil Z) zapotrzebowanie na moc z sieci jest na ogół wyższe w godzinach porannych oraz wczesnowieczornych niż latem, co można tłumaczyć dogrzewaniem pomieszczeń (w gospodarstwach wykorzystujących elektryczne systemy grzewcze lub pompy ciepła) oraz dłuższym okresem ciemności wymagającym oświetlenia. Wieczorny szczyt zużycia zimą jest zwykle bardziej wyrazisty i osiąga nieco wyższe wartości niż latem. Z kolei w ciągu dnia (około południa) zimowy profil zużycia pozostaje na poziomie relatywnie stałym lub umiarkowanie rośnie – generacja PV w tym okresie jest znikoma, a część domowników w tym czasie przebywa w pracy, stąd pobór z sieci w południe zimą odpowiada głównie obciążeniu bazowemu (działanie urządzeń tła, takich jak lodówki itp.). Odmienną cechą charakteryzuje się profil letni (L): widoczna jest znacznie głębsza dolina zużycia w środku dnia. Wynika ona z pokrywania zapotrzebowania przez bieżącą produkcję PV – w słoneczne dni wielu prosumentów nie pobiera w południe energii z sieci (lub pobór ten spada do minimalnych wartości), gdyż ich chwilowe zapotrzebowanie pokrywane jest w całości z pracy mikroinstalacji. Powoduje to obniżenie średniego profilu poboru z sieci w tych godzinach latem w porównaniu do zimy.
Porównanie sezonów wskazuje na różnice między profilem letnim a zimowym. W miesiącach zimowych (profil Z) zapotrzebowanie na moc z sieci jest na ogół wyższe w godzinach porannych oraz wczesnowieczornych niż latem, co można tłumaczyć dogrzewaniem pomieszczeń (w gospodarstwach wykorzystujących elektryczne systemy grzewcze lub pompy ciepła) oraz dłuższym okresem ciemności wymagającym oświetlenia. Wieczorny szczyt zużycia zimą jest zwykle bardziej wyrazisty i osiąga nieco wyższe wartości niż latem. Z kolei w ciągu dnia (około południa) zimowy profil zużycia pozostaje na poziomie relatywnie stałym lub umiarkowanie rośnie – generacja PV w tym okresie jest znikoma, a część domowników w tym czasie przebywa w pracy, stąd pobór z sieci w południe zimą odpowiada głównie obciążeniu bazowemu (działanie urządzeń tła, takich jak lodówki itp.). Odmienną cechą charakteryzuje się profil letni (L): widoczna jest znacznie głębsza dolina zużycia w środku dnia. Wynika ona z pokrywania zapotrzebowania przez bieżącą produkcję PV – w słoneczne dni wielu prosumentów nie pobiera w południe energii z sieci (lub pobór ten spada do minimalnych wartości), gdyż ich chwilowe zapotrzebowanie pokrywane jest w całości z pracy mikroinstalacji. Powoduje to obniżenie średniego profilu poboru z sieci w tych godzinach latem w porównaniu do zimy.
Analiza profili zużycia energii w podziale na taryfy G11 i G12 (porównanie rysunków 10 i 11) potwierdza, że prosumenci rozliczani w taryfie G12 charakteryzują się wyższym poziomem poboru energii. Ogólny kształt profili dobowych jest zbliżony w obu taryfach, przy czym większe odchylenia obserwuje się dla profilu soboty w sezonie zimowym w grupie G12. Jednocześnie analiza struktury zużycia wskazuje, że udział energii pobieranej w godzinach tańszej strefy taryfowej jest zbliżony w obu grupach i wynosi około 37-39 proc.
Rozkład godzin zużycia energii ma bezpośredni związek z potencjałem autokonsumpcji energii z PV. Obserwowane profile potwierdzają, że szczyt zapotrzebowania u prosumentów przypada wieczorem, kilka godzin po szczycie produkcji fotowoltaicznej. W praktyce większość energii generowanej w środku dnia (zwłaszcza w dni słoneczne latem) nie znajduje od razu odbiorców w gospodarstwach i jest oddawana do sieci – pobór z sieci w tych godzinach spada bowiem do bardzo niskich poziomów, szczególnie w dni robocze.
Podsumowanie
Przeprowadzona analiza danych z lat 2023–2024 dla ponad 80 tys. prosumentów z Oddziałów w Kaliszu i Olsztynie pozwala sformułować następujące wnioski i obserwacje: mocy zainstalowanej Średnia moc mikroinstalacji wzrosła w 2024 r. o kilka procent w porównaniu do 2023 r. (szczególnie w Oddziale w Kaliszu), co wskazuje, że prosumenci rozbudowują swoje instalacje. Maksymalne moce oddawane do sieci wzrosły w mniejszym stopniu.
1.Wzrost mocy zainstalowanej
Średnia moc mikroinstalacji wzrosła w 2024 r. o kilka procent w porównaniu do 2023 r. (szczególnie w Oddziale w Kaliszu), co wskazuje, że prosumenci rozbudowują swoje instalacje. Maksymalne moce oddawane do sieci wzrosły w mniejszym stopniu.
2. Niski poziom autokonsumpcji (20-25%)
Większość wyprodukowanej energii (75–80 proc.) trafia do sieci, co wynika przede wszystkim z dużego przesunięcia czasowego pomiędzy produkcją (szczyt południowy) a zużyciem (szczyt wieczorny). Autokonsumpcja jest wyższa w Oddziale w Kaliszu oraz w przypadku prosumentów rozliczanych w taryfie
G11.
3. Stabilny dobowy profil generacji
Szczyt produkcji występuje o godzinie 13:00 we wszystkich grupach i latach. W Oddziale w Kaliszu względne moce (maksymalna generacja odniesiona do mocy znamionowej mikroinstalacji) są wyższe niż w Oddziale w Olsztynie, co wynika z różnic nasłonecznienia. U prosumentów rozliczanych w taryfie G12 południowa produkcja jest częściowo konsumowana lokalnie, przez co względna moc oddawana do sieci jest niższa niż w przypadku taryfy G11. Maksymalna moc oddawana do sieci wynosiła około 5,5 kW.
4. Silna sezonowość generacji
Miesiące maj–sierpień dostarczają około 60 proc. energii oddanej do sieci, a okres zimowy jedynie 5–7 proc. Rozkład sezonowy jest bardzo stabilny; niewielkie różnice między 2023 a 2024 rokiem wynikają z warunków pogodowych.
5. Wieczorny szczyt zapotrzebowania
Prosumenci pobierają z sieci najwięcej energii około 19:00–21:00, czyli kilka godzin po szczycie generacji PV. Średnie maksymalne moce pobierane wynoszą ok. 2 kW.
Z punktu widzenia operatorów sieci dystrybucyjnej kluczowy jest fakt, że szczyt zapotrzebowania na moc występuje kilka godzin po szczycie generacji PV. Brak pokrywania się tych okresów oznacza ograniczoną autokonsumpcję energii wytworzonej w ciągu dnia i konieczność pokrywania wieczornego deficytu energii z sieci. Sytuacja taka wskazuje na duży potencjał działań mających na celu lepsze wykorzystanie produkcji PV – na przykład poprzez instalację lokalnych magazynów energii, rozwój usług elastyczności (zachęcających do przesunięcia części zużycia na godziny produkcji PV) czy wprowadzenie dynamicznych taryf zachęcających do konsumpcji w środku dnia. Działania te mogłyby poprawić bilans lokalny, zwiększyć autokonsumpcję i odciążyć sieć w krytycznych godzinach szczytowego obciążenia wieczornego.
6. Bilans między poborem a oddaniem energii
Pomimo własnej generacji prosumenci w analizowanych grupach nadal w istotnym stopniu korzystają z energii z sieci OSD. W przypadku prosumentów rozliczanych w taryfie G12 obserwuje się sytuację, w której roczny wolumen energii pobranej z sieci przewyższa wolumen energii oddanej, natomiast u prosumentów w taryfie G11 bilans jest zwykle bardziej wyrównany (z niewielką przewagą oddawania). W ujęciu ogólnokrajowym, zgodnie z danymi Agencji Rynku Energii [3], w skali roku prosumenci – mimo produkcji energii – pobierają z sieci więcej energii niż do niej oddają.
JAROSŁAW TOMCZYKOWSKI,
BIURO PTPiREE
Literatura:
[1] www.ptpiree.pl
[2] Global Solar Atlas, https://solargis.com
[3] Statystyka Elektroenergetyki Polskiej, ARE 2025
