Rekordowe cięcia fotowoltaiki. W tym kraju operator odłącza nawet prosumentów
Operatorzy sieci w krajach Unii Europejskiej coraz częściej odczuwają skutki dynamicznego rozwoju fotowoltaiki. Rosnąca moc przekłada się na coraz większą skalę ograniczeń produkcji energii – szczególnie w miesiącach wiosenno-letnich. Wówczas produkcja energii słonecznej osiąga najwyższe poziomy, a zapotrzebowanie nie nadąża za podażą. Z takim problemem mierzy się nie tylko Polska, ale też między innymi Cypr.
Według najnowszych danych za okres od stycznia do maja 2026 r. operator systemu elektroenergetycznego na Cyprze ograniczył produkcję energii słonecznej o łącznym wolumenie 162 GWh. Według wyliczeń CyprusGrid, platformy analitycznej sektora energetycznego na Cyprze, potencjał produkcyjny fotowoltaiki w tym kraju został ograniczony w opisywanym okresie o ponad 65 proc. Jak wskazują redaktorzy portalu branżowego PV-Magazine, stanowi to dotychczasowy rekord w tym kraju.
Ograniczenia produkcji na Cyprze coraz częściej obejmują nie tylko większe elektrownie fotowoltaiczne, biogazowe i wiatrowe, a także mniejsze instalacje fotowoltaiczne w gospodarstwach domowych. Skala ograniczeń produkcji w przypadku fotowoltaiki wzrosła bardzo dynamicznie – z około 12 proc. w 2022 r. do aż 47 proc. w 2025 r.
W ostatnich latach schemat ograniczeń produkcji energii na Cyprze był przewidywalny. Najwyższe wolumeny energii pojawiały się wiosną i jesienią, przy niższym zapotrzebowaniu, a malały w pozostałych okresach. Sytuacja uległa jednak wyraźnemu pogorszeniu w 2025 r., kiedy w miesiącach letnich (czerwiec–sierpień) skala redukcji – mimo wysokiego popytu – wzrosła ponad czterokrotnie rok do roku.
Jak wskazuje dla PV-Magazine Andreas Procopiou, założyciel CyprusGrid, jednym z głównych powodów rekordowych ograniczeń produkcji na Cyprze jest utrzymywanie pracy konwencjonalnych jednostek, które zajmują znaczną część dostępnej przepustowości sieci, wypychając energię z OZE. Dodatkowo presję na sektor zwiększają niskie hurtowe ceny energii, wynikające z nadpodaży generacji z OZE.
Sytuację inwestorów na rynku OZE na Cyprze pogarsza brak mechanizmu rekompensat za ograniczoną produkcję, co prowadzi do istotnego spadku przychodów i podważa opłacalność projektów realizowanych w oparciu o wcześniejsze założenia rynkowe. Właściciele instalacji PV próbują ograniczać straty m.in. poprzez renegocjację długoterminowych kontraktów na zakup energii (PPA), jednak przy niskiej płynności rynku możliwości te są ograniczone.
Docelowym rozwiązaniem byłaby integracja magazynów energii z istniejącymi instalacjami PV, umożliwiająca przesuwanie produkcji na godziny wyższego zapotrzebowania, jednak rozwój tego kierunku blokują obecnie bariery administracyjne – informuje PV-Magazine.
Ograniczenia dotykają także prosumentów
Od 2025 r. na Cyprze wyraźnie nasiliło się także zjawisko ograniczeń produkcji w segmencie prosumenckim i małoskalowej fotowoltaiki. Według danych CyprusGrid wolumen redukcji w tej grupie instalacji wzrósł gwałtownie – z 1 565 MWh w 2024 r. do 30 180 MWh w 2025 r. W pierwszych pięciu miesiącach 2026 r. osiągnięto już rekordowy poziom 46 687 MWh, co wskazuje na dalszą eskalację problemu. Trend ten odzwierciedla strukturalne zmiany na rynku – przy spowolnieniu rozwoju dużych projektów PV coraz większą rolę odgrywają instalacje prosumenckie i systemy autokonsumpcyjne.
Mimo rosnącej skali ograniczeń, segment ten pozostaje relatywnie odporny ekonomicznie dzięki wykorzystaniu energii na własne potrzeby, choć wyzwaniem stają się mechanizmy takie jak zdalne sterowanie częstotliwościowo-redukcyjne (ang. ripple control), które w okresach nadpodaży mogą całkowicie odcinać generację. W dłuższej perspektywie kluczowe znaczenie będzie miała integracja magazynów energii po stronie odbiorców, która może ograniczyć skalę strat i zwiększyć elastyczność systemu.
Z kolei CyprusMail podkreśla, że w warunkach rosnących ograniczeń produkcji coraz częściej analizowana jest opłacalność rozwiązań ograniczających eksport energii do sieci lub zwiększających jej autokonsumpcję. Jednym z nich jest przejście instalacji w tryb „zero export”, co jednak wiąże się z dodatkowymi kosztami – m.in. zakupu inteligentnego licznika, modernizacji układu oraz prac instalacyjnych – sięgającymi około 500 euro (ok. 2,1 tys. zł).
Co istotne, rzeczywiste straty ponoszone przez gospodarstwa domowe produkujące energię pozostają stosunkowo niewielkie. Przy założeniu zużycia rzędu 300 W w czasie czterogodzinnego wyłączenia oraz ceny energii na poziomie 0,29 euro/kWh (ok. 1,24 zł), pojedyncze zdarzenie oznacza stratę około 0,34 euro (1,45 zł), a w skali roku nie przekracza ono 20 euro (85 zł). W takich warunkach inwestycja w tryb „zero export” zwraca się bardzo długo. Również domowe magazyny energii, których koszt wynosi obecnie ok. 700–800 euro (ok. 3 tys, zł) za 1 kWh pojemności, nie zapewniają jeszcze ekonomicznej opłacalności, co ogranicza możliwości prosumentów w reagowaniu na rosnącą skalę ograniczeń produkcji.
Fotowoltaika króluje na Cyprze
Na Cyprze fotowoltaika zdecydowanie zdominowała portfel OZE. Zgodnie z oficjalnymi danymi cypryjskiego ministerstwa energii, na koniec 2025 r. łączna moc zainstalowana PV wyniosła 1 062,65 MW wobec 1 232,27 MW we wszystkich instalacjach OZE, co oznacza udział na poziomie ok. 86 proc. Struktura rynku ma wyraźnie rozproszony charakter – ponad połowa mocy fotowoltaicznej funkcjonuje w modelach autokonsumpcji, w tym 447,16 MW w systemie net‑metering (obejmującym głównie instalacje prosumenckie do 10 kW) oraz 150,47 MW w net‑billingu.
Jednocześnie istotny pozostaje segment większych instalacji rozwijanych w ramach przejściowych rozwiązań regulacyjnych rynku energii (365,02 MW) oraz starsze projekty korzystające z taryf gwarantowanych (76,42 MW). Tak ukształtowana struktura potwierdza, że rozwój fotowoltaiki na Cyprze opiera się w dużej mierze na generacji rozproszonej, co zwiększa jej udział w miksie, ale jednocześnie potęguje wyzwania związane z integracją tej technologii w systemie elektroenergetycznym.
W Polsce także są wyłączenia fotowoltaiki, ale bez prosumentów (na razie)
W Polsce także trwa dyskusja na temat rosnącego problemu wyłączania instalacji OZE, w szczególności farm fotowoltaicznych w szczytach generacji, przy niskim zapotrzebowaniu na energię. Obecnie procedury nierynkowego redysponowania źródeł OZE obejmują głównie wielkoskalowe instalacje fotowoltaiczne przyłączane do sieci średniego i wysokiego napięcia, w przeciwieństwie do rozproszonych systemów prosumenckich. Mikroinstalacje PV są przyłączane do sieci niskiego napięcia. Zdarza się, że fotowoltaika prosumencka automatycznie wyłącza się w słoneczne dni, gdy w lokalnej sieci dochodzi do wzrostu napięcia, co uruchamia zabezpieczenia falowników. Nie ma tu ingerencji operatorów.
W maju 2026 r. skala wyłączeń OZE zlecanych przez operatora krajowego systemu elektroenergetycznego była w Polsce wysoka, ale nie przewyższyła rekordowych wyłączeń z wcześniejszego miesiąca. W marcu br. UOKiK zapowiedział zbadanie działalności krajowego operatora systemu elektroenergetycznego w tym obszarze.
Wyłączenia obejmą także prosumentów?
Niedawno w Polsce rozgrzała dyskusja na temat projektu nowego rozporządzenia sieciowego, który do konsultacji skierowało Ministerstwo Energii. Dokument zakłada uprawnienie operatorów sieci dystrybucyjnych do zamontowania w domach prosumentów urządzeń umożliwiających monitorowanie pracy mikroinstalacji, sterowanie nimi, a nawet odłączanie ich od sieci. Przedstawiciele resortu uspokoili, że propozycje operatorów idą zbyt daleko i ostateczna treść zostanie zmieniona.
Patrycja Rapacka, redaktor Gramwzielone.pl
patrycja.rapacka@gramwzielone.pl
© Materiał chroniony prawem autorskim. Wszelkie prawa zastrzeżone. Dalsze rozpowszechnianie artykułu tylko za zgodą wydawcy E-Magazyny Sp. z o.o.
