Wkurzają cię natrętne telefony w sprawie fotowoltaiki? Wyjaśnię ci, o co chodzi w tej branży

Polska jest areną wojen plemiennych także w energetyce. Po zmianach w rozliczeniu osób posiadających fotowoltaikę przeprowadzonych w 2022 r. ówczesna opozycja zaczęła głośno mówić o odgórnym zatrzymaniu przez PiS rozwoju tej formy pozyskiwania energii w Polsce. Po raz kolejny usłyszeliśmy, że dotychczasowy wzrost udziału energii słonecznej w miksie energetycznym jest zasługą wyłącznie przedsiębiorczości obywateli. Czy takie twierdzenie jest zasadne? Jakie były rządy PiS-u dla popularyzacji fotowoltaiki, a jakie wyzwania stoją przed nowym rządem?

Dyskusja w kontekście zmian w rozliczaniu obywateli, którzy na dachach swoich domów zamontowali panele fotowoltaiczne (prosumentów), dotyczy przede wszystkim zastąpienia net-meteringu (ilościowego systemu rozliczania energii) na net-billing (wartościowy sposób rozliczania energii).

Jeśli na zmiany te patrzeć z perspektywy merytorycznej oraz pod kątem funkcjonowania systemu energetycznego jako całości, to są one pozytywne (wyjaśniam tę tezę w dalszej części tekstu). Jednak w mediach do dzisiaj dominuje narracja o uderzeniu przez PiS w prosumentów i niechęci poprzedniego rządu do transformacji energetycznej.

Polski boom fotowoltaiczny

Pierwszym instrumentem wspierającym rozwój małych instalacji OZE w Polsce były taryfy gwarantowane wprowadzone uchwaloną przez koalicję PO–PSL w 2015 r. ustawą o odnawialnych źródłach energii, która ustanawiała zapłatę za energię wprowadzoną do sieci na poziomie wyższym niż ceny rynkowe energii.

Po zmianie władzy nowy rząd PiS-u od razu postanowił znowelizować powyższą ustawę, zastępując taryfy gwarantowane systemem opustów, czyli net-meteringiem, w którym prosument nie otrzymywał zapłaty za wprowadzoną do sieci energię, ale bilansował ilościowo energię oddaną i pobraną w okresie rocznym.

Wprowadzenie nowego, korzystnego systemu rozliczania prosumentów początkowo nie spowodowało większego zainteresowania produkcją własnej energii. Na koniec 2018 r. całkowita moc zainstalowana fotowoltaiki wyniosła około 300 MW – tyle, ile dziś instaluje się w Polsce w ciągu dwóch miesięcy.

Sytuację znacząco zmieniło wprowadzenie przez władzę w 2019 r. dotacji na instalacje w ramach programu „Mój prąd” oraz ulgi termomodernizacyjnej, w ramach której można było odliczać od podatku wydatki na instalację fotowoltaiczną. Na efekt nie trzeba było długo czekać – już pod koniec roku moc instalacji fotowoltaicznych potroiła się.

Wtedy jednak sytuacja energetyczna Polski była zupełnie inna niż dziś. Po serii ograniczeń dostaw prądu w trakcie upałów latem 2015 r., spowodowanych brakiem możliwości chłodzenia elektrowni węglowych, zarządca polskiego systemu energetycznego – Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) – przygotował raport, w którym wprost rekomendował zwiększenie mocy zainstalowanej w energetyce słonecznej ze względu na bezpieczeństwo i stabilność systemu energetycznego. Według PSE Polska powinna mieć co najmniej 2 GW, a najlepiej 4 GW mocy instalacji fotowoltaicznych.

Od tego czasu znacząco zmieniła się struktura wytwarzania energii w Polsce. W 2015 r. 80% energii elektrycznej generowały elektrownie węglowe; w miesiącach letnich, kiedy wystąpiły problemy z dostawami energii, było to nawet 90%. Ta sezonowa zmienność wynikała z faktu, że większość OZE w tym czasie stanowiły w Polsce elektrownie wiatrowe, które więcej energii produkują w okresie jesienno-zimowym. Latem 2015 r. polski system energetyczny dramatycznie potrzebował fotowoltaiki.

Polska miała także problem ze spełnieniem unijnych celów udziału odnawialnych źródeł w konsumpcji energii (15% na 2020 r.). Tymczasem w 2015 r. produkcja prądu z OZE wynosiła około 10%, a rozwój jej głównego źródła – energii wiatrowej – został wkrótce zablokowany przez PiS wskutek uchwalenia tak zwanej „ustawy odległościowej”. Ponadto w 2018 r. zaczęły gwałtownie rosnąć ceny uprawnień do emisji CO₂ Europejskiego Systemu Handlu Emisjami (ETS), których polska energetyka, uzależniona od węgla, potrzebuje bardzo dużo. Miało to oczywiście wpływ na ceny energii, które po raz pierwszy zostały zamrożone przez władze w 2019 r.

Rząd musiał znaleźć jakiś akceptowalny społecznie sposób rozwoju OZE i postawił na fotowoltaikę prosumencką. Połączenie trzech elementów: net-meteringu ilościowego, programu „Mój prąd” wraz z ulgą termomodernizacyjną i wzrostu cen energii związanego z rosnącymi kosztami uprawnień do emisji wywołało prawdziwą „eksplozję fotowoltaiczną”. Już w połowie 2020 r. mieliśmy zainstalowane 2 GW mocy fotowoltaicznych, a z początkiem kolejnego roku moc fotowoltaiki wzrosła do 4 GW, a więc wypełniła cel wskazany przez PSE jako warunek stabilności systemu energetycznego.

Fotowoltaiczny boom nie ustawał – na początku 2022 r. fotowoltaika osiągnęła moc zainstalowaną, którą Polityka Energetyczna Polski do 2040 r. (PEP 2040) przewidywała na koniec obecnej dekady, a kilka miesięcy później przekroczyła dolną granicę mocy zainstalowanej przewidywanej na 2040 r. Jeśli obecny trend się utrzyma, to za kilka lat Polska będzie miała więcej mocy zainstalowanej w fotowoltaice niż w elektrowniach węglowych.

Jednocześnie gwałtownie rośnie udział energii słonecznej w strukturze produkcji energii elektrycznej w Polsce. Jeszcze w 2019 r. wynosił on miej niż 1%, a w 2022 r. już około 5%, czyli niewiele mniej niż w Portugalii. W 2023 r. polska energetyka słoneczna wyprodukowała około 8–9% energii. Przy tym tempie wzrostu najdalej za rok lub dwa Polska dogoni takie kraje jak Niemcy czy Włochy.

Sukces, który przyniósł wyzwania

Ten dynamiczny rozwój ma jednak swoją cenę. Z kraju, który dramatycznie potrzebował rozwoju fotowoltaiki, by uniknąć letnich niedoborów energii, teleportowaliśmy się do świata, w którym trzeba ograniczać jej produkcję dla zachowania stabilności systemu.

Dziś mierzymy się z problemem podobnym do Kalifornii, czyli z tak zwanym zjawiskiem krzywej kaczki (duck curve). Jest to zmiana krzywej zapotrzebowania na energię ze źródeł konwencjonalnych związana z dzienną zmianą popytu oraz godzinami jej produkcji przez źródła fotowoltaiczne.

Zapotrzebowanie na energię na rynku w cyklu dobowym wygląda tak, że nocą jest ono mniejsze („dolina nocna”), a w ciągu dnia rośnie, osiągając szczyt około południa. Następnie utrzymuje się na szczytowym poziomie i stopniowo spada późnym wieczorem. W systemie energetycznym opartym na źródłach konwencjonalnych różnicę tę pokrywa się, zmniejszając lub zwiększając moc pracy elektrowni. Zmiany te są jednak powolne i stopniowe, więc nawet stare elektrownie węglowe dobrze sobie z nimi radzą.

Fotowoltaika generuje energię w ciągu dnia i zaczyna wypełniać dzienny wzrost zapotrzebowania na energię do tej pory pokrywany przez źródła konwencjonalne. Jednak kiedy zachodzi słońce, fotowoltaika przestaje produkować energię. Nie jest więc w stanie zastąpić elektrowni węglowych lub gazowych wieczorem.

Oznacza to, że źródła konwencjonalne w bardzo krótkim czasie muszą zwiększyć produkcję, by zaspokoić rosnący popyt w szczycie wieczornym i jednocześnie zastąpić słabnącą produkcję z fotowoltaiki. W Polsce ta różnica w zapotrzebowaniu na moc potrafi wynosić nawet około 6 GW, a więc więcej niż moc największej elektrowni w kraju – Elektrowni Bełchatów.

Wieczorny wzrost zapotrzebowania na energię ze źródeł konwencjonalnych jest tym bardziej gwałtowny, im więcej energii w ciągu dnia produkuje fotowoltaika. Dla systemu energetycznego największym wyzwaniem są sytuacje, kiedy generacja ze źródeł słonecznych jest tak duża, że produkcję w elektrowniach konwencjonalnych trzeba ograniczać poniżej poziomu „doliny nocnej”. W Polsce zaczęliśmy obserwować takie sytuacje latem zeszłego roku.

Szczyt wieczorny częściowo pokrywają elektrownie szczytowo-pompowe, ale nie mamy ich zbyt wiele, więc nie są w stanie zrównoważyć systemu energetycznego o tej porze. Wprawdzie w zeszłym roku sejm przyjął specustawę o budowie elektrowni szczytowo-pompowych, ale pierwsze z nich będą gotowe dopiero około 2030 r.

Nie byłoby to aż takim problemem, gdyby energetyka konwencjonalna w Polsce, podobnie jak w Holandii czy Hiszpanii, była oparta na elektrowniach gazowych, które są bardziej elastyczne niż elektrownie węglowe, więc bardzo szybko można zwiększyć albo zmniejszyć ich obciążenie. Między innymi dlatego na świecie są wykorzystywane jako „źródła szczytowe”, czyli takie elektrownie, z których korzysta się, gdy gwałtownie rośnie zapotrzebowanie na moc.

Tymczasem polska energetyka nie tylko jest oparta na węglu, ale do tego większość bloków węglowych pamięta czasy Gomułki i Gierka. Stare bloki węglowe nie są zaprojektowane do pracy przy dynamicznie zmieniającym się obciążeniu. Zbyt gwałtowna jego zmiana może skutkować awarią i wyłączeniem elektrowni.

To między innymi dlatego operator systemu energetycznego musi nakazywać ograniczenie odbioru energii z OZE w ciągu dnia. Stare bloki węglowe muszą pracować z minimalną mocą, żeby potem mogły ją zwiększyć na te kilka godzin wieczornego szczytu. Nie da się ich też wyłączyć, ponieważ czas rozruchu bloku węglowego to kilka godzin. Gdyby nie te kilka godzin wieczornego szczytu, integracja większej ilości fotowoltaiki nie byłaby takim problemem.

Częściowym rozwiązaniem są budowane obecnie elektrownie gazowe Dolna Odra, Ostrołęka, Grudziądz czy Rybnik. Część z nich ma ruszyć już w tym roku, cześć w najbliższych latach. Będą one mogły pełnić rolę źródeł szczytowych.

Jednak to nie wystarczy. Rozwój fotowoltaiki musi przyhamować. Po prostu polski system energetyczny nie jest gotowy na tak gwałtowną zmianę i dotyczy to zarówno elektrowni i magazynów energii współpracujących z odnawialnymi źródłami energii, jak i sieci przesyłowych, które nie są przygotowane na przyjmowanie jednocześnie tak dużych ilości energii, co powoduje wyłączanie instalacji prosumenckich.

Warto tu zaznaczyć, że wyłączenia te wynikają z działania automatyki instalacji i chronią sieć przed awarią. Operator systemu energetycznego (PSE) może regulować tylko pracę instalacji podłączonych do sieci wysokich napięć, czyli elektrowni i dużych instalacji OZE.

Problemy z sieciami przesyłowymi występują tak na sieciach lokalnych najniższych napięć, jak i w ogólnokrajowej sieci najwyższych napięć. W sieciach lokalnych wynikają zarówno ze zbyt małych przekrojów przewodów, które po prostu fizycznie nie są w stanie przesyłać większych ilości prądu, ale także z konstrukcji stacji transformatorowych łączących je z sieciami średnich i wyższych napięć.

Stacje te, podobnie jak cały system sieci elektroenergetycznych, były projektowane z myślą o przesyłaniu energii w jedną stronę – z elektrowni do odbiorców. Nie są więc przygotowane do oddawania energii z sieci niższych napięć na wyższe napięcia.

Natomiast sieci najwyższych napięć były projektowane tak, by łączyć największych wytwórców – przede wszystkim elektrownie węglowe – z największymi grupami odbiorców, czyli dużymi miastami i zakładami przemysłowymi.

Dziś mamy problem z podłączaniem nowych farm wiatrowych czy słonecznych, ponieważ często są one zlokalizowane w zupełnie innych miejscach niż elektrownie konwencjonalne i zwyczajnie brakuje tam infrastruktury przesyłowej. Warto jednak pamiętać, że sama poprawa tej infrastruktury nie rozwiązałaby problemu braku elastyczności elektrowni węglowych oraz magazynów energii.

Mamy zatem obiektywne, czysto techniczne przeszkody uniemożliwiające szybki rozwój OZE w Polsce. Ich pokonanie wymaga czasu i inwestycji. W międzyczasie możemy jednak stosować bardziej „miękkie” sposoby radzenia sobie z nimi i właśnie po to w polskim systemie energetycznym pojawiły się net-billing oraz taryfy dynamiczne.

Zmiana niekorzystna dla jednostek, ale korzystna dla społeczeństwa

Czym zatem różni się net-billing od net-meteringu i dlaczego ma to tak duże znaczenie dla systemu elektroenergetycznego? W rozliczeniach „opustami” w net-meteringu prosument odbierał za darmo podobną ilość energii, jaką wprowadził do sieci obniżoną o „opłatę za wirtualne przechowywanie energii”. Prosument mógł wysłać i odebrać energię o dowolnej porze doby i roku, niezależnie od zapotrzebowania w systemie oraz cen.

Był to system niezwykle prosty, przejrzysty i korzystny dla prosumentów i do pewnego momentu neutralny dla systemu elektroenergetycznego oraz innych jego użytkowników. Jednak po przekroczeniu pewnej skali instalacji, fotowoltaika zaczęła bardzo mocno wpływać na zarządzanie systemem elektroenergetycznym oraz ceny energii, a także obciążenie sieci, zwłaszcza tych lokalnych najniższych napięć, które nigdy nie były projektowane z myślą o tym, że wszyscy użytkownicy zaczną nagle naraz korzystać z całej mocy przyłączeniowej.

Stąd wyłączenia instalacji fotowoltaicznych z powodu przekroczenia napięcia w sieci czy konieczność „interwencyjnego eksportu” ze strony PSE (za który czasami trzeba dodatkowo zapłacić). Net-metering przestał też przynosić korzyści środowiskowe, gdyż prosumenci zwiększyli swoje zużycie „darmowej” energii, a prosument korzystający z energii poza godzinami pracy instalacji fotowoltaicznej de facto korzystał z energii z węgla. „Nocne ładowanie elektryka z fotowoltaiki” ma zatem niewiele wspólnego z rzeczywistością.

Net-metering przestał być korzystny dla społeczeństwa i gospodarki i stał się opłacalny jedynie dla prosumentów. PSE podaje, że pozostali konsumenci już dwa lata temu dotowali prosumentów kwotą ponad 1 miliarda złotych rocznie. Konieczne stało się zatem obarczenie prosumentów większą odpowiedzialnością za udział w systemie elektroenergetycznym i zachęcenie ich do lepszego zarządzania energią w obrębie swojego gospodarstwa domowego.

W net-billingu najkorzystniejsze finansowo jest korzystanie z wyprodukowanej energii na miejscu, bez oddawania jej do sieci. Ten system rozliczania wspiera więc rozwój magazynowania energii zarówno w magazynach energii elektrycznej, jak i magazynach ciepła.

Dodatkowo te formy magazynowania energii są wspierane przez zmodyfikowany program „Mój prąd”, w którym można otrzymać dotację nie tylko na instalację fotowoltaiczną, ale także na pompę ciepła czy właśnie magazyny energii elektrycznej i ciepła. Prosumenci mogą też zarządzać korzystaniem z energochłonnych urządzeń domowych, takich jak pralka czy zmywarka, by w jak największym stopniu skonsumować energię z instalacji fotowoltaicznej.

Po planowanej w połowie tego roku zmianie na rozliczenia godzinowe (dziś „cena” energii jest jeszcze miesięczna) paleta rozwiązań dostępnych dla prosumentów będzie jeszcze szersza. Będą mogli np. magazynować energię w ciągu dnia i oddawać ją do sieci w godzinach wieczornych, kiedy jej cena jest wyższa (w słoneczne weekendy różnica w cenie między południem i wieczorem może być nawet dziesięciokrotna), albo tak kształtować instalację np. w orientacji wschód–zachód, by produkowała więcej energii poza godzinami szczytu produkcji fotowoltaicznej.

Paradoksalnie pojawienie się net-billingu oznacza, że prosumentów może być więcej. Zwiększenie autokonsumpcji sprawia, że w sieci jest więcej miejsca na energię od nowych prosumentów. Tych zresztą ciągle przybywa. Wprawdzie w „szczycie fotowoltaicznego boomu” miesięcznie przyłączano nawet 50–70 tysięcy instalacji, przy obecnych około 15 tysiącach.

Jednak od ponad 1,5 roku ta liczba utrzymuje się na stałym poziomie, bez nagłych wzrostów i spadków, co dla branży i nowych inwestorów jest w zasadzie korzystne („boom fotowoltaiczny” skutkował pojawieniem się na rynku mało doświadczonych instalatorów, których działania mogły być wręcz niebezpieczne, np. zwiększać ryzyko pożaru).

Polska nie jest jedynym krajem, który rezygnuje z net-meteringu. Podobne działania podjęła np. Holandia, którą ten system rozliczeń wywindował do globalnych liderów fotowoltaiki. Jednak podobnie jak w Polsce system energetyczny Holandii „zapchał się” energią ze słońca i dalszy jej rozwój nie jest już wskazany. Przejście na systemy rozliczeń oparte na zasadach rynkowych i uwzględniające stabilność systemu energetycznego rekomenduje także Unia Europejska.

W Holandii oprócz argumentów technicznych za odejściem od net-meteringu podnoszone były argumenty dotyczące sprawiedliwości społecznej. Na systemie tym tracą osoby, które nie mają możliwości technicznych czy organizacyjnych, by zostać prosumentami. Również Kalifornia wycofuje się z cen gwarantowanych dla prosumentów, które przez długi czas były głównym sposobem wsparcia rozwoju fotowoltaiki rozproszonej w tym amerykańskim stanie.

Plany nowego rządu i uwarunkowania zewnętrzne

W Polsce w czasie ostatniej kampanii wyborczej Koalicja Obywatelska deklarowała, że przywróci net-metering. Na szczęście teraz coraz częściej padają deklaracje, że net-billing jednak pozostanie, a jedynie wprowadzone będą ceny minimalne dla prosumentów. To pozytywna ewolucja postulatów wyborczych obecnie rządzących.

Można się jednak zastanowić nad modyfikacją programu „Mój prąd”. Obecnie by otrzymać dofinansowanie do magazynu energii lub magazynu ciepła do instalacji funkcjonującej w net-meteringu, trzeba się zgodzić na przejście do net-billingu. Wielu prosumentów obawia się tej zmiany i nie inwestuje w magazyny energii. Tymczasem dopuszczenie dofinansowania systemów magazynowania dla prosumentów net-meteringowych nie stanowi zagrożenia dla systemu energetycznego. Może wręcz go wspomóc.

Jeśli prosument net-meteringowy, którego instalacja wyłącza się w ciągu dnia ze względu na przeciążenie sieci, zainwestuje w magazyn energii lub ciepła po to, by nie tracić produkowanej w tym czasie energii elektrycznej, to dla systemu elektroenergetycznego i tak będzie to korzystne.

Będzie to także opłacalne dla firm energetycznych, które będą mogły rozciągnąć w czasie inwestycje w nowe sieci. Na pewno jednak wymóg przejścia na net-billing powinien pozostać w programie „Mój prąd” dla osób, które chcą rozbudować swoją instalację fotowoltaiczną.

Z drugiej strony pozostaje kwestia kształtowania popytu na energię. Obecnie większość konsumentów energii płaci jednolitą stawkę, ewentualnie korzysta z taryfy G12, która różnicuje cenę energii na dzień i noc. Są to taryfy dostosowane do systemu opartego na energetyce konwencjonalnej, która pracowała z większym obciążeniem w dzień, a zatem ceny w tym okresie były wyższe, i z mniejszym obciążeniem nocą, co przekładało się na niższe ceny.

Fotowoltaika zupełnie zmienia tę sytuację, gdyż w letnie dni ceny około południa potrafią być niższe niż w nocy. Z drugiej strony gwałtownie rosną wieczorami. Żadna z tych sytuacji nie jest korzystna dla systemu elektroenergetycznego. Między innymi dlatego PSE codziennie publikuje zalecenia, w jakich godzinach optymalne jest korzystanie z energii elektrycznej, a w jakich zalecane jest jej oszczędzanie.

Na konsumentów najmocniej oddziałują jednak bodźce finansowe. W związku z tym przydałyby się taryfy, które będą zachęcały do zwiększania konsumpcji energii elektrycznej w południowych szczytach generacji fotowoltaiki i zniechęcały do jej wykorzystywania wieczorami.

Taryfę taką jak do tej pory wprowadził jedynie Tauron w południowej części Polski. Taryfa G13, bo o niej mowa, jest zróżnicowana nie tylko godzinowo, ale także sezonowo między okresami wiosenno-letnim i jesienno-zimowym. Przede wszystkim jednak doba jest w niej podzielona na strefę cen niskich, średnich i wysokich. Ceny niskie obowiązują nocą i około południa, a ceny wysokie wieczorem.

Od tego roku będą w Polsce oferowane taryfy dynamiczne ze stawką za energię odpowiadającą rynkowej cenie energii w danej godzinie doby. Taryfy te mogą być atrakcyjne dla niektórych konsumentów, ale dla wielu mogą okazać się bardzo nieprzewidywalne i ryzykowne. Dlatego dla większości społeczeństwa będzie lepiej, jeśli bardziej powszechne staną się taryfy podobne do tej oferowanej przez Tauron.

Sposobem na zwiększenie konsumpcji nadwyżek z fotowoltaiki może być także upowszechnienie pomp ciepła do podgrzewania ciepłej wody. Mogą one być uruchamiane, gdy koło południa jest dużo energii pochodzącej ze słońca, a podgrzana w tym czasie woda może być wykorzystywana przez pozostałą część doby. Przy odpowiednich taryfach z rozwiązania tego mogłyby korzystać także osoby niebędące prosumentami.

W Polsce około 3 miliony gospodarstw domowych używa kotłów węglowych i gazowych zarówno do ogrzewania, jak i podgrzewania ciepłej wody. Samo podgrzewanie wody odpowiada za około 25% konsumpcji gazu zużywanego przez gospodarstwa domowe.

To właśnie w takich gospodarstwach najbardziej sprawdziłyby się pompy ciepła podgrzewające wodę w układzie hybrydowym z piecami węglowymi i gazowymi. By takie rozwiązanie się upowszechniło, potrzebne są odpowiednie taryfy podobne do tej oferowanej przez Tauron, a także wsparcie instalacji pomp ciepła.

Dziś wsparcie takie oferuje program „Czyste powietrze”. Jednak jest on dość skomplikowany i cieszy się umiarkowanym zainteresowaniem, zwłaszcza we wspomnianym zakresie. Istnieje także osobny program wspierający instalację pomp ciepła, czyli „Moje ciepło”, jednak jest on dostępny tylko dla osób, które chcą ogrzewać dom pompą ciepła.

Wymogiem jest również odpowiednia termoizolacja budynku. Ten drugi wymóg jest logiczny i powinien być utrzymany dla dotacji na pompy ciepła ogrzewające budynek.

W przypadku pomp ciepła, które służą tylko do podgrzewania ciepłej wody użytkowej, termoizolacja budynku nie jest konieczna, a ich upowszechnienie może pomóc radzić sobie z nadwyżkami energii z fotowoltaiki, a także zmniejszyć zapotrzebowanie na importowany gaz ziemny oraz węgiel gruboziarnisty. Warto zatem rozważyć rozszerzenie programu „Moje ciepło” o możliwość dofinasowania pomp ciepła tylko do podgrzewania wody użytkowej.

***

Podsumowując, można powiedzieć, że polski boom fotowoltaiczny, który pojawił się dzięki net-meteringowi, pozwolił rozwiązać różne problemy polskiej energetyki, takie jak brak mocy odpornych na upały w porze letniej czy niski udział energii odnawialnej w systemie energetycznym, a także spowolnił wzrost cen energii.

Jednak rosnąca liczba prosumentów i instalacji fotowoltaicznych zaczęła rodzić problemy związane z brakiem przystosowania sieci oraz brakiem elastyczności energetyki konwencjonalnej.

Problemów tych nie da się szybko rozwiązać, dlatego konieczne było spowolnienie rozwoju sektora fotowoltaicznego, w tym prosumenckiego, oraz obarczenie prosumentów pewną odpowiedzialnością za funkcjonowanie systemu energetycznego.

Ta zmiana jednak nie wystarczy. Konieczne jest wspieranie różnych form magazynowania energii, a także zwiększenie elastyczności popytu dzięki odpowiednim taryfom dla wszystkich konsumentów.