Polska fotowoltaika pod presją. Magazyny energii stają się warunkiem rentowności PV

Rosnące wyłączenia farm PV, ujemne ceny energii, zaostrzające się wymagania banków i coraz większa rola magazynów energii – polski rynek fotowoltaiki mierzy się dziś z wyzwaniami charakterystycznymi dla dojrzałego sektora. Jednocześnie perspektywy dalszego rozwoju pozostają bardzo dobre. O najważniejszych trendach, barierach i oczekiwaniach branży przed Kongresem PV 2026, który odbędzie się w dniach 1-2 czerwca, rozmawiamy z Ewą Magierą, prezes Polskiego Stowarzyszenia Fotowoltaiki i Magazynowania Energii.

Dojrzały rynek i nowe wyzwania

Katarzyna Poprawska-Borowiec, Gramwzielone.pl: W jakim miejscu jest krajowy rynek fotowoltaiki i co zdecyduje o jego rozwoju w najbliższych latach?

Ewa Magiera, Prezes Zarządu Polskiego Stowarzyszenia Fotowoltaiki i Magazynowania Energii: Rynek fotowoltaiki w Polsce wszedł w nową fazę rozwoju, w której sama skala nowych instalacji przestaje być jedynym wyznacznikiem sukcesu. Po latach boomu prosumenckiego sektor coraz mocniej koncentruje się na projektach przemysłowych, farmach wielkoskalowych oraz integracji PV z magazynami energii i odbiorem przemysłowym. Fotowoltaika nie jest już alternatywą dla systemu energetycznego – staje się jego jednym z kluczowych elementów.

REKLAMA

Perspektywy dalszego wzrostu rynku pozostają dobre, jednak o tempie nowych inwestycji coraz częściej decydować będą nie koszty technologii, lecz zdolność systemu do przyłączania i efektywnego wykorzystania energii z OZE. Kluczowe znaczenie zyskują dziś elastyczność sieci, magazynowanie energii oraz przewidywalność regulacyjna.

Ceny modułów a rzeczywisty CAPEX inwestycji

Pierwsze miesiące 2026 r. przyniosły wyraźny wzrost cen modułów fotowoltaicznych. Czy ten wzrost odczuwają już deweloperzy farm PV w Polsce? Jak rosnące ceny modułów mogą wpłynąć na CAPEX inwestycji w PV?

Z pewnością w przypadku projektów będących obecnie na etapie zakupów komponentów i finalizacji finansowania jest to odczuwalne. Ale pamiętajmy, że po bardzo głębokich spadkach cen modułów w ostatnich latach obecne wzrosty są częściowo korektą rynku i odbudową marż producentów. Trzeba pamiętać, że dziś coraz większym wyzwaniem dla inwestorów są nie tylko ceny komponentów, ale również koszty przyłączeń, magazynów energii, finansowania oraz rosnące wymagania regulacyjne. Dlatego sam wzrost cen modułów na pewno nie zatrzyma rynku PV w Polsce.

Ujemne ceny i wyłączenia farm – system potrzebuje elastyczności

W tym roku rosną wyłączenia elektrowni fotowoltaicznych i nasila się zjawisko ujemnych cen w okresach największej podaży energii z PV. Jakie przynosi to konsekwencje właścicielom elektrowni PV i jakie działania podejmują, aby im przeciwdziałać?

Rosnąca skala nierynkowego redysponowania oraz coraz częstsze występowanie ujemnych cen energii stają się dziś jednym z największych wyzwań dla sektora fotowoltaicznego w Polsce. Dla właścicieli farm PV oznacza to przede wszystkim utratę przychodów, spadek przewidywalności biznesowej oraz pogorszenie bankowalności nowych projektów. Coraz większym wyzwaniem staje się także wycena długoterminowych kontraktów cPPA oraz ryzyka inwestycyjnego przez instytucje finansowe.

Problem nie wynika z nadmiaru OZE jako takiego, ale z niewystarczającej elastyczności systemu elektroenergetycznego, opóźnień w rozbudowie sieci oraz braku odpowiednio rozwiniętych mechanizmów magazynowania i zarządzania popytem. Dlatego inwestorzy coraz częściej rozwijają projekty hybrydowe, inwestują w magazyny energii, analizują modele cable poolingu i power poolingu oraz szukają odbiorców energii w modelach bezpośredniej konsumpcji. Pamiętajmy także, że każde nierynkowe redysponowanie oznacza marnowanie taniej, zielonej energii, co bezpośrednio przekłada się na spadek konkurencyjności polskiej gospodarki oraz osłabienie naszego bezpieczeństwa energetycznego. Od dawna apelujemy do operatorów i decydentów w rządzie o podjęcie zdecydowanych działań celem ograniczenia tego negatywnego zjawiska.

Banki zaostrzają kryteria. Liczy się stabilny model biznesowy

Jak na zmieniające się realia produkcji energii z fotowoltaiki – w tym na częste redysponowanie i ujemne ceny energii – reaguje sektor bankowy? Od czego obecnie zależy pozyskanie finansowania na nowe farmy fotowoltaiczne?

Coraz częstsze ograniczenia pracy farm fotowoltaicznych i rosnąca zmienność rynku energii powodują, że instytucje finansowe dużo większą wagę przykładają do jakości modelu biznesowego projektu. Dziś finansowanie coraz rzadziej opiera się wyłącznie na założeniu wysokiej produkcji energii – kluczowa staje się zdolność projektu do funkcjonowania w warunkach rosnącej niestabilności rynku. Dlatego dla banków ważne są ryzyko redysponowania i ekspozycja na ujemne ceny, ale także obecność magazynu energii lub możliwość jego integracji.

Magazyny energii warunkiem rentowności projektów

Jak inwestorzy z branży fotowoltaicznej patrzą na projekty łączące produkcję energii z fotowoltaiki z bateryjnymi magazynami energii? Na ile model inwestycji PV+BESS jest już atrakcyjny finansowo dla krajowego rynku PV i od czego zależą zdolności zabezpieczenia finansowania na takie projekty?

Rynek bardzo wyraźnie przesuwa się dziś w kierunku projektów hybrydowych PV+BESS. Jeszcze niedawno magazyny energii były postrzegane głównie jako dodatek technologiczny lub element przyszłościowego modelu rynku. Dziś coraz częściej stają się warunkiem utrzymania rentowności nowych projektów PV.

Dla inwestorów magazyny energii są przede wszystkim odpowiedzią na rosnącą skalę redysponowania instalacji OZE, ujemne ceny energii oraz coraz większą zmienność rynku. Możliwość przesunięcia sprzedaży energii na godziny wyższych cen, ograniczenia strat wynikających z wyłączeń czy świadczenia usług systemowych znacząco poprawia profil biznesowy projektu.

REKLAMA

Implementacja RED III: Kroki w dobrą stronę, ale bariery pozostają

Zapowiadane zmiany w prawie zakładają przyspieszenie procedur inwestycyjnych w odnawialne źródła energii – zgodnie z wymogami dyrektywy RED III. Czy branża fotowoltaiczna dostrzega te zmiany? Co się poprawiło, a gdzie są nadal największe bariery w szybszym przygotowaniu projektów PV?

Dostrzegamy podejmowane działania związane z implementacją dyrektywy RED III i kierunek zmian należy ocenić pozytywnie. W praktyce nadal jednak trudno mówić o pełnym przełomie. Część procedur rzeczywiście zaczyna być porządkowana, rośnie także świadomość administracji dotycząca potrzeby szybszego rozwoju OZE, jednak największe bariery pozostają w dużej mierze niezmienne.

Największym problemem nadal są warunki przyłączeniowe i ograniczona dostępność mocy przyłączeniowych. To dziś główny czynnik wydłużający rozwój projektów PV i zwiększający ryzyko inwestycyjne. Branża zwraca również uwagę na przewlekłość postępowań administracyjnych, niejednolitą praktykę urzędów, długi czas wydawania decyzji środowiskowych oraz brak pełnej przewidywalności regulacyjnej. Nawiązując do poprzedniego pytania, potrzebujemy też pilnych zmian zasad systemu aukcyjnego, które wsparłyby rozwój projektów hybrydowych.

Kontrowersje wokół nowych zasad przyłączeń do sieci

Jak branża PV odebrała ostatnie zmiany w zasadach przyłączenia do sieci, które wprowadzono w ustawie Prawo energetyczne? Jakie są plusy i minusy tych zmian?

Część proponowanych regulacji może w praktyce utrudnić rozwój rynku zamiast go przyspieszyć. Największe obawy budzi przyznanie operatorom systemów szerokich, uznaniowych kompetencji w zakresie weryfikacji realizacji przez inwestorów tzw. kamieni milowych, bez jasno określonych kryteriów i skutecznej ścieżki odwoławczej. Branża krytycznie ocenia również konieczność opłacania dodatkowych zabezpieczeń finansowych przez inwestorów, nierealistyczne terminy realizacyjne, nieuzasadnione w żaden sposób opłaty ”manipulacyjne” za rozpoznanie wniosku oraz częściowo retroaktywny charakter przepisów.

Pozytywnie z kolei należy ocenić poprawki Senatu, które złagodziły część najbardziej niekorzystnych rozwiązań, jednak mają one charakter punktowy i nie usuwają głównych problemów projektu. Niestety obecny kształt regulacji może szczególnie negatywnie wpłynąć na małych i średnich inwestorów z polskim kapitałem, ograniczyć tempo nowych inwestycji oraz zwiększyć koncentrację rynku, co finalnie może osłabić rozwój OZE i bezpieczeństwo energetyczne Polski. Jest to rażąco sprzeczne chociażby z dominującą ostatnio narracją rządu o wspieraniu tzw. local content. Skutki projektu dla branży OZE będą naszym zdaniem zupełnie odwrotne.

Wyzwania branży tematem Kongresu PV 2026

Jakie są inne kluczowe wyzwania branży fotowoltaicznej, o których będą rozmawiać uczestnicy tegorocznej edycji Kongresu PV?

Uczestnicy tegorocznego Kongresu PV będą rozmawiać przede wszystkim o tym, jak utrzymać tempo transformacji energetycznej w warunkach dojrzewającego rynku i rosnącej presji na elastyczność systemu. Program Kongresu pokazuje wyraźnie, że branża coraz mocniej koncentruje się już nie tylko na samym wzroście mocy PV, ale na integracji OZE z całym systemem energetycznym.

Jednym z kluczowych tematów będzie rosnące zapotrzebowanie na energię ze strony centrów danych, przemysłu, transportu i ciepłownictwa oraz pytanie, kto i w jaki sposób zagospodaruje nadwyżki energii z OZE. Dużo miejsca poświęcimy również wyzwaniom związanym z finansowaniem projektów OZE, nowym modelom biznesowym oraz wpływowi regulacji na dalszy rozwój rynku.

W programie Kongresu znalazły się również tematy związane z agrowoltaiką, bezpieczeństwem inwestycji, instrumentami wsparcia oraz wpływem farm PV na bioróżnorodność i odbudowę ekosystemów. To pokazuje, że sektor PV coraz szerzej patrzy dziś na swoją rolę – nie tylko jako producenta energii, ale także istotnego elementu nowoczesnej gospodarki i transformacji środowiskowej.

Kongres PV 2026 odbędzie się w dniach 1–2 czerwca 2026 roku w hotelu DoubleTree by Hilton w Warszawie.

Portal Gramwzielone.pl jest patronem medialnym Kongresu PV 2026.