wyłączanie fotowoltaiki / redysponowanie PV, curtailment

Redysponowanie to mechanizm interwencyjny, za pomocą którego Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) nakazują ograniczenie lub wyłączenie pracy źródeł wytwórczych w celu utrzymania równowagi w systemie elektroenergetycznym. Gdy produkcja z fotowoltaiki przekracza bieżące zapotrzebowanie i możliwości przesyłowe, operator systemu przesyłowego wydaje polecenie redukcji mocy – to właśnie nierynkowe redysponowanie. Podstawę prawną stanowi art. 9c ustawy Prawo energetyczne, który nakłada na operatora obowiązek zapewnienia bezpieczeństwa pracy krajowego systemu elektroenergetycznego, oraz rozporządzenie SOGL (System Operation Guideline – unijne wytyczne dotyczące pracy systemu), regulujące zasady interwencji operatorskich na poziomie europejskim.

Skala zjawiska rośnie z roku na rok. Tylko w pierwszej połowie 2025 roku PSE musiały ograniczyć produkcję OZE o 2681,5 MW mocy PV w szczytowym momencie długiego czerwcowego weekendu, a łączna ilość straconej energii sięgnęła 766 GWh od początku roku – więcej niż w całym 2024. Sezon wyłączeń zaczął się wcześniej niż kiedykolwiek: już w lutym fotowoltaika musiała być redysponowana dwukrotnie. W samym marcu przez 24 dni operator był zmuszony ograniczać pracę źródeł odnawialnych, redysponując łącznie 182,2 GWh, z czego 166,3 GWh przypadło na fotowoltaikę, a 15,8 GWh na elektrownie wiatrowe.

Dla właściciela firmy z instalacją PV istotne jest rozróżnienie między curtailmentem systemowym a ograniczeniem ze strony OSD (operatora sieci dystrybucyjnej). Curtailment systemowy to polecenie PSE obejmujące cały kraj lub duży obszar – wynika z nadmiaru produkcji wobec zapotrzebowania i dotyczy głównie dużych źródeł przyłączonych do sieci przesyłowej, choć pośrednio wpływa na ceny rozliczeniowe wszystkich prosumentów. Ograniczenie OSD ma charakter lokalny – wynika z przeciążenia konkretnego fragmentu sieci dystrybucyjnej i może dotknąć bezpośrednio mikroinstalację na dachu Twojej firmy. W praktyce oba mechanizmy prowadzą do tego samego: instalacja produkuje mniej niż mogłaby, a właściciel traci przychód z niewyprodukowanej energii.

Polecenie wyłączenia pracy instalacji fotowoltaicznej przechodzi przez trzystopniową ścieżkę: PSE (operator systemu przesyłowego) identyfikuje nadmiar mocy w sieci, następnie wydaje dyspozycję do OSD (operatora systemu dystrybucyjnego), który przekazuje polecenie redukcji do konkretnej instalacji przyłączonej do sieci średniego lub wysokiego napięcia. Mechanizm ten – nazywany redysponowaniem – dotyczy bezpośrednio źródeł o mocy powyżej 50 kW, przyłączonych do sieci SN i WN. W długi czerwcowy weekend 2025 roku PSE musiały ograniczyć produkcję OZE aż o 2681,5 MW mocy PV w jednym tylko dniu, a łączna strata od początku 2025 roku przekroczyła 766 GWh – więcej niż w całym 2024 roku.

Mikroinstalacje prosumenckie (do 50 kW) nie podlegają bezpośrednim poleceniom redysponowania ze strony PSE. Ich właściciele odczuwają jednak skutki nadprodukcji w inny sposób – przez ujemne ceny energii na rynku spot. Gdy prąd z PV nie znajduje naturalnego ujścia w postaci odpowiednio wysokiego zużycia, dochodzi do nierynkowego redysponowania dużych źródeł, a jednocześnie ceny na rynku dnia następnego spadają poniżej zera. Dla prosumenta na net-billingu oznacza to niższą wartość energii oddawanej do sieci i realną stratę na rozliczeniu.

Skala problemu rośnie z każdym sezonem słonecznym. W pierwszych miesiącach 2025 roku wyłączenia fotowoltaiki były konieczne już w lutym – znacznie wcześniej niż w poprzednich latach. Łącznie w pierwszej połowie 2025 redysponowano 182,2 GWh energii z OZE, z czego 166,3 GWh pochodziło z fotowoltaiki, a pozostałe 15,8 GWh z elektrowni wiatrowych. Rozwiązaniem, które może ograniczyć skalę wyłączeń, są magazyny energii – zarówno wielkoskalowe po stronie sieci, jak i przydomowe, pozwalające prosumentom przesunąć nadwyżki na godziny wieczornego szczytu.

Oszacowanie strat wymaga zestawienia dwóch zbiorów danych: godzin redysponowania publikowanych przez OSD (dostępnych w raportach PSE i komunikatach operatora) oraz profilu produkcji konkretnej instalacji, czyli krzywej generacji w tych samych godzinach. W pierwszej połowie 2025 roku PSE zredukowały łącznie 766 GWh energii z OZE – więcej niż w całym 2024 – a rekordowe pojedyncze polecenie objęło 2 681,5 MW mocy PV w jeden weekendowy dzień. Z tych 766 GWh zdecydowana większość przypadła na fotowoltaikę, bo to właśnie źródła słoneczne generują szczyty produkcji w godzinach najniższego zapotrzebowania.

Dla firmy z instalacją 100 kW kalkulacja wygląda następująco. Roczna produkcja takiego systemu w polskich warunkach to ok. 95-110 MWh. Redysponowanie koncentruje się w godzinach 10:00-15:00 w miesiącach od kwietnia do września – dokładnie wtedy, gdy instalacja pracuje z najwyższą mocą. Przy 24 dniach ograniczeń odnotowanych w samym maju 2025 roku (kiedy zredysponowano 182,2 GWh, z czego 166,3 GWh z PV) straty pojedynczej instalacji 100 kW sięgają 5 000-15 000 zł rocznie, w zależności od lokalizacji, profilu nasłonecznienia i modelu rozliczenia z operatorem systemu dystrybucyjnego.

Prosty sposób na własną kalkulację: pobierz z platformy OSD (np. eDystrybucja, Tauron eLicznik) dane o godzinach, w których Twoja instalacja została wyłączona lub ograniczona, a następnie pomnóż utracone kWh przez stawkę, po której normalnie rozliczasz nadwyżki. Jeśli OSD nie udostępnia szczegółowych danych o redysponowaniu na poziomie PPE, alternatywą jest porównanie rzeczywistej produkcji z prognozą z inwertera – różnica w słoneczne dni bez awarii wskazuje skalę wymuszonego ograniczenia. Instalacje powyżej 50 kW podlegają redysponowaniu bezpośrednio, więc straty rosną proporcjonalnie do mocy systemu i liczby godzin interwencji PSE.