Na koniec Q1 2025 roku Polska osiągnęła 21,8 GW mocy zainstalowanej w fotowoltaice, z czego 59% stanowiły mikroinstalacje, a 41% farmy PV i małe instalacje. Rynek przeszedł istotną transformację – dominującą rolę przejęły duże farmy PV powyżej 1 MW, które odpowiadały za połowę nowych mocy. Fotowoltaika stanowiła 64% mocy OZE w Polsce, a jej udział w produkcji energii elektrycznej z OZE wzrósł do 31,5%.

Polska utrzymuje się w czołówce UE pod względem przyrostu mocy PV – w 2024 roku zajęła 5. miejsce z przyrostem 3,7 GW. W skali globalnej uplasowała się na 11. miejscu. Mimo spadku dynamiki w latach 2023–2024, sektor PV w Polsce rozwija się w tempie zbliżonym do dojrzałych rynków, takich jak Niemcy czy Hiszpania. Prognozy branżowe wskazują na osiągnięcie do 38 GW mocy PV już do 2028 roku, prognozy rządowe (KPEiK) wskazują na możliwość osiągnięcia 38 GW mocy w systemie w 2035 roku. Polska wyróżnia się także wysokim wskaźnikiem zainstalowanej na koniec 2024 roku mocy PV per capita – lepszym niż w USA czy Chinach.

W 2024 roku przyłączono 141,5 tys. nowych mikroinstalacji o mocy 1,43 GW. Program „Mój Prąd” objął wsparciem 53,5 tys. instalacji, w tym 9746 magazynów energii elektrycznej i 3957 magazynów ciepła. Średnia moc mikroinstalacji wzrosła i wynosił 10,3 kW. System rozliczeń prosumentów net-metering nadal dominuje, jednak w ogólnej liczbie prosumentów – 1,53 mln (ogólna moc mikroinstalacji to 12,6 GW) rośnie znaczenie net-billingu. Zauważono, że promowane nowe rozwiązania (np. prosument zbiorowy i wirtualny, klastry energii i spółdzielnie) nie działają w tym segmencie i brakuje rozwiązań o charakterze rynkowym.

Farmy PV powyżej 1 MW stały się głównym motorem wzrostu fotowoltaiki – w 2024 roku przybyło 2,4 GW dużych farm. Nowe projekty RtB i greenfield rozwijają się dynamicznie, choć liczba pozwoleń budowlanych spada. Aukcje OZE w koszyku aukcyjnym poświęconym farmom PV i wiatrowym w 2024 roku zakontraktowały 16 TWh energii ze źródeł pogodozależnych, z czego 99% ma pochodzi

z PV. Wraca zainteresowanie systemem aukcyjnym, który oferuje konkurencyjne parametry przychodowe względem sprzedaży energii z PV na rynku lub w ramach PPA obciążonych kosztem profilu PV. Główne bariery rozwoju farm to problemy z przyłączeniami do sieci i curtailmenty.

Hybrydy wiatrowo-słoneczne z magazynami energii oferują większą stabilność i efektywność niż farmy PV o. Magazyny bateryjne (BESS) stają się kluczowe dla bilansowania systemu i arbitrażu cenowego. W aukcjach rynku mocy do 2029 roku zakontraktowano 4,3 GW mocy BESS w ramach rynku mocy. Udział magazynów bateryjnych w hybrydach z farmami PV jest ciągle niski. Alternatywne sposoby przyłączeń, takie jak cable pooling i linie bezpośrednie, zyskują na znaczeniu, choć wymagają zmian legislacyjnych.

Koszty instalacji PV spadają wraz ze wzrostem mocy instalacji – w 2024 roku mikroinstalacje kosztowały średnio 4069 PLN/kW, a farmy PV około 2425 PLN/kW. Moduły bifacialne dominują, a najczęściej wybierane są te duże o mocy 500 W_p. Inwertery hybrydowe i magazyny energii zyskują na popularności. Firmy planujące rozwój wskazują na ryzyka związane z brakiem dostępnych mocy przyłączeniowych, niskim i ujemnymi cenami energii, nierynkowymi ograniczeniami generacji oraz niejasnością przepisów.

Najpoważniejszym problemem, po dostrzeżonych wcześniej ograniczeniach pracy źródeł PV, stają się niskie ceny energii dla profilu generacji PV. W sposób szczególny to zjawisko zostało zaobserwowane dopiero w 2024 roku, wraz z ugruntowaniem się trendu spadków średnich cen energii (po kryzysie energetycznym 2022 roku) wraz z szybkim wzrostem mocy PV w latach 2021–2023 i nadpodażą energii w szczytach generacji PV.

W sytuacji rosnących nadwyżek i niskich cen energii z PV rozwiązaniem o największym potencjale staje się szybka, zielona elektryfikacja ciepłownictwa i przemysłu, jako najtańszy sposób na zagospodarowanie nadwyżek energii ze źródeł PV i najkorzystniejsze rozwiązanie dla obniżenia cen ciepła i dekarbonizacji ciepłownictwa. Kotły elektryczne sprzężone z magazynami ciepła dobowymi i sezonowymi (PTES, BTES) mogą przejąć letnie nadwyżki energii elektrycznej z PV i wykorzystać je w formie ciepła w okresach poza generacją PV, w tym w zimowym sezonie grzewczym.

Polska i UE dążą do zwiększenia udziału OZE i elektryfikacji całej gospodarki, co ma przynieść niższe ceny ciepła, poprawę konkurencyjności i większą niezależność energetyczną. UE wspiera odbudowę przemysłu PV poprzez rozporządzenie NZIA, które wprowadza kryteria pozacenowe w aukcjach i promuje produkcję komponentów PV w Europie.

Wśród kluczowych rekomendacji raportu „Rynek fotowoltaiki w Polsce 2025”, popartych przykładami analitycznymi i koncepcjami rozwiązań prawnych, znajdują się:

• łączenie rozwoju sektorów PV i ciepłownictwa jako elastycznego odbiorcy energii słonecznej;

• dynamiczne taryfy dla wszystkich odbiorców energii i zmiana filozofii pobierania opłat dystrybucyjnych, aby zachęcić odbiorców do korzystania z najtańszej energii nadwyżkowej;

• dostosowanie do potrzeb rozwoju OZE (PV) instytucji cable pooling i linii bezpośredniej;

• inwestycje w hybrydy PV z farmami wiatrowymi i magazynami bateryjnymi.

Autorzy raportu podkreślają potrzebę zmian w systemie regulacyjnym i wzywają do tworzenia nowego modelu rynku energii oraz proponują zmiany w systemie taryfowym, aby zbliżyć odbiorców taniej i czystej energii do wytwórców energii z PV. Autorzy jednocześnie odradzają dalsze stosowanie instrumentów typu net-metering (tzw. magazynowanie energii w sieci) dla prosumentów i dla spółdzielni energetycznych, „mrożenia cen” oraz udzielanie dotacji zaburzających rynek energii.

Pobierz bezpłatnie cały Raport „Rynek Fotowoltaiki w Polsce 2025”.

Źródło: ieo.pl