Spis treści
Net-billing 2025: jak liczy się Twoja energia i dlaczego kluczowy jest „spread”
W modelu net-billingu 2025 prosument rozlicza energię oddawaną do sieci po cenach rynkowych (miesięczna RCEm lub godzinowa RCE) i pobieraną na podstawie cennika sprzedawcy. Od 1 lutego 2025 r. wartość depozytu za energię wprowadzoną do sieci powiększa współczynnik 1,23, co zbliża rozliczenie do ceny brutto i łagodzi wcześniejszą asymetrię netto/brutto. Dodatkowo maksymalny zwrot niewykorzystanych środków z depozytu podniesiono do 30% (wcześniej 20%). W praktyce Twój wynik finansowy zależy od „spreadu”: różnicy między wartością energii, którą kupujesz z sieci (cena detaliczna) a wartością, za jaką sprzedajesz nadwyżki (RCEm×1,23 lub RCE×1,23). W 2025 r. widać ogromną zmienność RCEm – styczeń 480,01 zł/MWh (0,480 zł/kWh), luty 442,02 zł/MWh, marzec 182,96 zł/MWh, kwiecień 163,19 zł/MWh, maj 216,97 zł/MWh, czerwiec 136,30 zł/MWh – co wprost przekłada się na niższy przychód z eksportu latem, gdy PV produkuje najwięcej. Dla części prosumentów (w zależności od historii rozliczeń) możliwy jest wybór między rozliczeniem miesięcznym (RCEm) a godzinowym (RCE), ale fundamentalna teza pozostaje ta sama: im mniej energii sprzedajesz po RCEm/RCE, a więcej zużywasz na miejscu, tym większa oszczędność – szczególnie przy zamrożonej do 30.09.2025 r. cenie energii czynnej 0,6212 zł/kWh brutto w grupie G, która ustawowo stanowi „sufit” dla składnika energii w rachunku (pozostałe pozycje jak dystrybucja czy opłata mocowa rozliczane są osobno). Z perspektywy inwestora magazyn energii jest więc narzędziem „domknięcia spreadu”: zamiast sprzedawać tanio i kupować drożej, ładujesz nadwyżkę w południe i oddajesz ją wieczorem/nocą, gdy w domu rośnie pobór. Warto też pamiętać, że depozyt prosumencki rozlicza elementy faktury zgodnie z zasadami sprzedawcy – zwykle energię czynną i część opłat zmiennych – natomiast opłaty stałe pozostają do zapłaty, co dodatkowo premiuje autokonsumpcję. W tym kontekście bateria zaczyna pełnić rolę „bufora” ekonomicznego i operacyjnego: zmniejsza ekspozycję na zmienność RCEm/RCE, pozwala wykorzystać taryfowy limit zamrożonej ceny w sposób bardziej świadomy (konsumujesz własne kWh w godzinach, w których inaczej musiałbyś płacić cenę detaliczną), a w układach z HEMS/EMS umożliwia zaawansowane scenariusze „peak-shaving”, „export-avoidance” oraz ładowanie w godzinach niskiej ceny i rozładowanie wtedy, gdy Twoja alternatywa to zakup po cenie detalicznej. Zmienność RCEm z 2025 r., zwłaszcza głębokie spadki w marcu–czerwcu, są twardym argumentem, by nie przeszacowywać przychodów z eksportu latem i rozważyć zwiększanie autokonsumpcji przez magazyn i sterowanie odbiorami.
Ile kWh ma sens: metodologia doboru pojemności na realnych profilach
Dobór magazynu energii nie zaczyna się od „magicznych” tabel, tylko od Twojego profilu zużycia i produkcji. W praktyce bierzemy: (1) roczne zużycie energii (kWh) i sezonowość (zima vs lato), (2) moc PV (kWp) i spodziewaną roczną produkcję (kWh), (3) dobowy wykres: ile energii w typowy dzień letni/zimowy jest konsumowanej w nocy i wczesnym rankiem (poza szczytem PV), (4) ograniczenia mocy ładowania/rozładowania (bateria i falownik) oraz sprawność obiegu (round-trip efficiency zwykle 90–95% w LFP), (5) obecność odbiorników sterowalnych (bojler, pompa ciepła z buforem, ładowarka EV). Konserwatywny algorytm do domu 6–8 kWp i zużyciu 4–6 MWh/rok wygląda tak: a) policz nocny dołek – średnie zużycie od 21:00 do 07:00 w dniach bez gotowania/prania; b) odfiltruj „szczyty” niesterowalne (np. codzienny podgrzew CWU, jeśli chcesz go i tak przesunąć na południe); c) przyjmij pojemność użyteczną równą 0,8–1,2× tego dobowego dołka, co ograniczy niedoładowania i przepuszczanie energii. Dla wielu gospodarstw wynik mieści się w przedziale 5–10 kWh dla 6–8 kWp PV. Jeśli masz rozbudowane sterowanie (HEMS/EMS) i elastyczne obciążenia (bojler, pompa ciepła z buforem, EV/11 kW), 10–15 kWh potrafi podnieść autokonsumpcję do 60–75% w skali roku. Pamiętaj, że nadmierne przewymiarowanie magazynu nie pracuje na siebie zimą (brak nadwyżek PV), a latem – przy niskim RCEm – i tak opłaca się kierować nadwyżkę do CWU/klimatyzacji/EV; stąd często lepszy jest magazyn „średni”, ale spięty z automatyką, niż „duży” bez sterowania. Istotny jest też wybór DC- vs AC-coupled. DC-coupled (bateria po stronie DC hybrydowego falownika) minimalizuje konwersje i straty, ale bywa mniej elastyczny przy modernizacji istniejącej PV z falownikiem on-grid. AC-coupled (bateria po stronie AC z oddzielnym inwerterem) daje łatwą rozbudowę i często sensowny backup/UPS, kosztem dodatkowego przetwarzania. Na etapie projektu sprawdź również: maks. prądy ładowania/rozładowania (czy pokryją poranne piki), możliwość równoległego łączenia wież (skalowalność), warunki gwarancji (np. 6.000–10.000 cykli, 10 lat, końcowa pojemność 60–70%). Te parametry decydują, czy bateria faktycznie „ogarnie” Twój profil dobowy i sezonowy, zamiast być tylko kosztownym gadżetem.
Zwrot z inwestycji: scenariusze liczbowe i wrażliwość na RCEm oraz G11
Ekonomika magazynu jest funkcją różnicy cen (kupno detaliczne vs sprzedaż RCEm/RCE×1,23), autokonsumpcji i kosztu/kWh zainstalowanej pojemności (CAPEX, montaż, ewentualnie gwarancje rozszerzone). Uproszczony scenariusz: instalacja PV 6,5 kWp (~6,5 MWh/rok), baseline autokonsumpcji 30% (1,95 MWh), po dołożeniu magazynu 10 kWh i prostego HEMS rośnie do 65% (4,2 MWh). Zyskujemy ok. 2,25 MWh/rok energii zużytej lokalnie zamiast sprzedanej. W 2025 r. (do 30.09) cena energii czynnej jest zamrożona na 0,6212 zł/kWh brutto, a RCEm wiosna-lato spadała do 0,163–0,217 zł/kWh (marzec–maj 2025; 0,136 zł/kWh w czerwcu), co po przemnożeniu ×1,23 daje w przybliżeniu 0,20–0,27 zł/kWh przychodu z eksportu. Oznacza to „spread” rzędu 0,35–0,42 zł/kWh na korzyść autokonsumpcji (pomijając opłaty dystrybucyjne i stałe, których depozyt zwykle nie pokrywa w całości). Przy 2,25 MWh przesuniętych do autokonsumpcji daje to ~800–950 zł/rok różnicy. Jeśli realny koszt zakupu i montażu magazynu 10 kWh wynosi ~18–25 tys. zł (o cenach niżej), to prosty okres zwrotu z samego „spreadu” wynosi ~19–25 lat – na pierwszy rzut oka długo. Ale to tylko połowa historii: (1) po 30.09.2025 r. cena detaliczna energii może wzrosnąć – rynek i regulator sygnalizują koniec zamrożeń, co zwiększa wartość unikniętego zakupu; (2) w wielu domach bateria pracuje razem z CWU/PHP/EV, podbijając autokonsumpcję ponad 65% i poprawiając cash-flow; (3) dotacje (Mój Prąd) potrafią skrócić zwrot o kilka lat; (4) w scenariuszu taryf dynamicznych i/lub dwustrefowych (G12/G12w) HEMS może dodatkowo ładować w tanich godzinach i rozładowywać w droższych, co zwiększa arbitraż. Należy też doliczyć wartość niefinansową: odporność na mikrozanik i opcjonalny backup (akumulator + falownik z EPS), mniejszą wrażliwość na niskie RCEm latem oraz możliwość utrzymania komfortu przy ograniczeniach mocy umownej. Podsumowując: bez dotacji i bez HEMS ROI bywa przeciętne przy dzisiejszym „spłaszczeniu” cen, ale z dotacją 16 tys. zł i rozsądnym sterowaniem magazyn 7–10 kWh zaczyna mieć uzasadnienie – zwłaszcza przy pompie ciepła lub EV, które zapewniają „kotwicę” zużycia w godzinach wieczornych i nocnych. Dane o RCEm i zamrożonych stawkach G11 potwierdzają, że strategia „maks autokonsumpcji” wygrywa w 2025 r. zarówno na rachunku, jak i w stabilności kosztów.
Sprzęt i ceny: DC/AC-coupled, backup i realne widełki 10 kWh w Polsce
Przy wyborze technologii kluczowe są: topologia (DC-coupled z falownikiem hybrydowym vs AC-coupled z oddzielnym inwerterem bateryjnym), moc i prądy ładowania/rozładowania, kompatybilność (marka falownika ↔ bateria), gwarancja/cykle i realna cena/kWh (z montażem). DC-coupled (np. hybrydy GoodWe/SE/Huawei) minimalizuje konwersje i lepiej wykorzystuje nadwyżki PV; AC-coupled (np. Victron, Sofar z oddzielnym inwerterem bateryjnym) bywa idealny do modernizacji istniejącej instalacji bez ingerencji w część DC. W Polsce realne ceny komponentów 10 kWh są szerokie: BYD Battery-Box Premium HVS/HVM ~19–22 tys. zł za 10–10,2 kWh (ceny rynkowe w porównywarkach i sklepach), FoxESS EP11 (10,36 kWh) często widoczny ~12–13 tys. zł netto/brutto w promocjach (modułowa rozbudowa), podczas gdy Huawei LUNA2000 w niektórych oficjalnych kanałach potrafi kosztować wyraźnie więcej – ~35–40 tys. zł za konfigurację 10 kWh. Do tego dolicz montaż, osprzęt i ewentualną rozbudowę rozdzielnicy (~2–5 tys. zł). Różnice cen wynikają z polityki producenta, integracji z ekosystemem (falownik + aplikacja + smart-meter/HEMS), mocy ciągłej i chwilowej, możliwości równoległej pracy wielu wież oraz dostępności serwisu. Warto też sprawdzić: (a) EPS/Backup – czy i jak długo utrzyma obwody krytyczne; (b) BMS i dopuszczalne C-rate – realna moc ładowania z PV i rozładowania wieczorem; (c) temperaturowy zakres pracy i wymogi montażowe (wentylacja, brak nasłonecznienia, strefy ppoż.). Przy konfiguracjach „marka+marka” (falownik i bateria tego samego producenta) zwykle zyskujesz czytelniejszą gwarancję i mniejszą liczbę „szwów” integracyjnych. Rynkowe widełki potwierdzają, że da się złożyć 10 kWh poniżej 20 tys. zł (BYD HVS ~20k zł; FoxESS nawet taniej), ale topowe rozwiązania z dopracowanym HEMS i mocnym backupem bywają istotnie droższe. Dobór powinien iść „od profilu zużycia”, nie od katalogu: jeśli potrzebujesz 3–4 kW ciągłego obciążenia w backupie i szybkiego ładowania, tania konfiguracja z wąskim kanałem mocy nie dowiezie efektu.
Dotacje „Mój Prąd 6.0”, średnia pojemność z wniosków i jak to wpływa na ROI
W 2025 r. program „Mój Prąd 6.0” przewiduje dofinansowanie dla prosumentów rozliczających się w net-billingu. Łącznie na PV + magazyn energii + magazyn ciepła można uzyskać do 28 tys. zł (limit 50% kosztów kwalifikowanych), z czego do 16 tys. zł przeznaczono na magazyn energii elektrycznej (min. 2 kWh), a 5 tys. zł na magazyn ciepła. W przypadku PV sama dotacja to zwykle 6 tys. zł, a jeśli w pakiecie jest magazyn energii lub ciepła – 7 tys. zł. Nabór MP6 był wielokrotnie komunikowany i przedłużany – instytucje publiczne potwierdzały status i budżety; co ważne, wg komunikatu NFOŚiGW przeciętna pojemność magazynu dofinansowanego w MP6 wynosi ok. 5 kWh, co pokazuje, że rynek masowo wybiera rozwiązania „punktowe” do podbijania autokonsumpcji, zamiast dużych, kapitałochłonnych banków energii. W kalkulacji ROI dotacja obniża CAPEX i czyni sensownymi pojemności 5–10 kWh dla 6–8 kWp PV, zwłaszcza gdy masz pompę ciepła/CWU lub EV (ciągły popyt wieczorem/nocą). Upewnij się jednak, że konfiguracja spełnia wymagania programu (pojemność minimalna, współpraca z PV, rozliczanie w net-billingu) i że masz przygotowaną dokumentację (umowy, faktury, protokoły uruchomienia). Dla inwestycji na etapie projektowania warto założyć wariant z dotacją i bez dotacji – i podjąć decyzję dopiero po weryfikacji statusu naboru (terminy i budżet bywają aktualizowane). Na koniec przypomnienie: nawet z dotacją „główną walutą” magazynu jest autokonsumpcja i zdolność do bilansowania dobowego; jeśli Twój profil nie generuje nocnego dołka, a nadwyżki latem wolisz kierować do CWU/EV, możliwe, że lepszy ROI da tańsza bateria 5–7 kWh plus HEMS, niż rozbudowa do 15 kWh.