Zmiana systemu z net-metering na net-billing – czy to się opłaca w 2026?

Zmiana systemu z net-metering na net-billing to przejście z ilościowego rozliczania nadwyżek energii na wartościowy model sprzedaży po cenie rynkowej i odkupu po taryfie detalicznej. Zgodnie z aktualnymi danymi rynkowymi, 1 kWh oddana w systemie opustów reprezentuje wartość rynkową około 0,68 zł, podczas gdy w modelu net-billing, opartym na RCEm z sierpnia 2025 r., jej wartość wynosi zaledwie 0,21 zł. Procedura ta, regulowana nowelizacją ustawy o odnawialnych źródłach energii, zmienia fundamentalne zasady ekonomiczne eksploatacji mikroinstalacji fotowoltaicznych. Decyzja o zmianie modelu rozliczeń wymaga szczegółowej analizy profilu zużycia energii oraz uwzględnienia dostępnych mechanizmów korygujących wprowadzonych w 2024 i 2026 roku.

Net-metering vs net-billing – rachunek za tę samą kWh

Net-metering, wprowadzony na mocy ustawy o OZE z 2015 r., funkcjonuje jako wirtualny magazyn energii o sprawności 80% dla instalacji do 10 kWp. W tym modelu każda 1 kWh wprowadzona do sieci pozwala na bezpłatny odbiór 0,8 kWh w dowolnym momencie okresu rozliczeniowego. Przy założeniu średniej taryfy detalicznej na poziomie 0,85 zł/kWh, realna wartość finansowa 0,8 kWh odebranej z sieci wynosi 0,68 zł. System ten opiera się na jednostkach energii, co izoluje prosumenta od wahań cen rynkowych na Towarowej Giełdzie Energii.

Wdrożony po 1 kwietnia 2022 r. net-billing opiera się na rynkowej miesięcznej cenie energii elektrycznej (RCEm). Przykładowo, RCEm w sierpniu 2025 r. wyniosła 214,68 zł/MWh, co w przeliczeniu daje 0,2147 zł za każdą 1 kWh wprowadzoną do sieci przesyłowej. Porównując oba systemy, różnica w wartości jednostkowej nadwyżki wynosi 0,47 zł na korzyść starego systemu opustów. Należy podkreślić, że prawo do korzystania z współczynnika K=0,8 wygasa ostatecznie 31 grudnia 2037 r., co wymusza na inwestorach planowanie długoterminowe.

Wpływ tych różnic na czas zwrotu nakładów inwestycyjnych (ROI) jest znaczący dla typowego gospodarstwa domowego. Przy standardowej autokonsumpcji na poziomie 30%, instalacja o mocy 5 kWp w systemie opustów zwraca się po około 7,5 roku. Ten sam system w modelu net-billing, przy obecnych niskich cenach odkupu energii, wydłuża ten okres do blisko 9,75 roku. Różnica ta wynika bezpośrednio z faktu, że depozyt prosumencki służy jedynie do pokrycia kosztów energii czynnej, nie obejmując opłat dystrybucyjnych zmiennych i stałych.

Nowe zasady 2026 – korekta 1,23 i wybór RCE czy RCEm

Ustawodawca, dążąc do zwiększenia atrakcyjności modelu wartościowego, wprowadził mechanizmy korygujące, które zaczęły w pełni oddziaływać w 2026 roku. Kluczowym elementem jest art. 4a ust. 6 ustawy o OZE, wprowadzający współczynnik korekcyjny 1,23. Mechanizm ten polega na mnożeniu wartości środków zgromadzonych w depozycie prosumenckim przez 1,23 w kolejnym miesiącu rozliczeniowym. W praktyce oznacza to, że każde 1000 zł uzyskane ze sprzedaży nadwyżek zostaje powiększone do kwoty 1230 zł, co ma stanowić rekompensatę za podatek VAT płacony przy zakupie energii z sieci.

Kolejną istotną zmianą jest możliwość wyboru między rynkową miesięczną ceną energii (RCEm) a ceną godzinową (RCE). Prosument decydujący się na przejście na net-billing przed 1 lipca 2024 r. musiał dokonać wyboru, który w określonych scenariuszach jest nieodwracalny. Wybór ten determinuje nie tylko sposób wyceny nadwyżek, ale także zasady zwrotu niewykorzystanych środków po upływie 12-miesięcznego okresu rozliczeniowego.

• Model RCEm: Przewiduje 20% zwrotu wartości niewykorzystanego depozytu po 12 miesiącach rozliczeniowych. Jest to rozwiązanie bezpieczniejsze dla osób o stabilnym profilu zużycia.
• Model RCE: Oferuje wyższy, 30% zwrot nadwyżki w depozycie, premiując prosumentów potrafiących zarządzać energią w oparciu o ceny giełdowe.
• Korekta danych: Możliwość korekty danych pomiarowych w rozliczeniach RCEm została wydłużona do 12 miesięcy, co zwiększa pewność obrotu.

Współczynnik korekcyjny oraz podniesienie progu korekcyjnego rozliczeń z 0,1% do 2% istotnie ograniczają ryzyko finansowe prosumenta. Ministerstwo Klimatu i Środowiska wskazuje, że te zmiany mają na celu zbliżenie rentowności net-billingu do historycznych wyników systemu opustów, promując jednocześnie świadome zarządzanie energią. Jednakże całkowite zrównanie obu systemów bez dodatkowych inwestycji w infrastrukturę domową pozostaje trudne do osiągnięcia.

Kiedy przejście ma sens – trzy scenariusze

Ekonomiczna zasadność przejścia na net-billing pojawia się w sytuacjach, gdzie autokonsumpcja energii przekracza standardowe 30%. Przy osiągnięciu poziomu 60% samozużycia, czas zwrotu instalacji o wartości 25–35 tys. zł skraca się do około 6 lat, nawet przy relatywnie niskich stawkach RCEm. Wysoka autokonsumpcja minimalizuje ilość energii kupowanej po wysokich taryfach detalicznych (często przekraczających 1,30 zł/kWh brutto z dystrybucją), co jest kluczowym czynnikiem rentowności w 2026 roku.

Innym scenariuszem sprzyjającym zmianie systemu jest posiadanie dużych instalacji o mocy od 10 kW do 50 kW. Na podstawie nowelizacji Prawa energetycznego z 2026 r. (art. 33 ust. 2a), tacy inwestorzy zyskali możliwość zawierania umów długoterminowych PPA (Power Purchase Agreement), co pozwala na ominięcie niekorzystnych wahań rynkowych i negocjowanie stałych stawek odkupu. Jest to szczególnie istotne w obliczu obligo giełdowego dla instalacji powyżej 10 MW, które zmienia strukturę podaży na rynku hurtowym.

Warto również monitorować Rynek Dnia Następnego (RDN). Gdy cena energii na giełdzie przekracza próg 500 zł/MWh, wartość nadwyżki wprowadzanej do sieci wzrasta do poziomu 0,50 zł/kWh. W takich warunkach rynkowych net-billing staje się bardzo konkurencyjny, zwłaszcza dla prosumentów posiadających systemy zarządzania energią (HEMS), które automatycznie decydują o sprzedaży lub magazynowaniu prądu w zależności od aktualnych notowań giełdowych.

FAQ – najczęstsze dylematy przed kliknięciem 'przejdź na net-billing'