Fotowoltaika nie będzie już tak tania. W którym kierunku zmierza rynek?
Jak zmieniają się ceny paneli fotowoltaicznych i co ma na nie największy wpływ? Jakie technologie modułów będą dominować na rynku PV i dlaczego? Rozmawialiśmy na ten temat z Francesco Liuzzą z firmy JA – jednego z największych producentów modułów fotowoltaicznych na świecie. Po tegorocznych targach Intersolar rozmawialiśmy z Francesco Liuzzą z JA (dawniej JA Solar) o sytuacji na rynku modułów fotowoltaicznych, polityce chińskiego rządu wobec branży PV, nowych technologiach ogniw oraz o planach firmy związanych z rynkiem magazynów energii i Polską.
Z tej rozmowy dowiesz się:
- ile kosztują panele fotowoltaiczne i dlaczego w tym roku tak wyraźnie podrożały?
- co chiński rząd zrobił, aby zapobiec dalszym stratom swojego przemysłu fotowoltaicznego?
- czy w nadal występuje nadpodaż paneli fotowoltaicznych i co obecnie decyduje o ich podaży w Europie?
- jak JA Solar postrzega polski rynek fotowoltaiczny.
Piotr Pająk, redaktor naczelny Gramwzielone.pl: Zacznijmy od ogólnej sytuacji w branży fotowoltaicznej – w tym roku najwięcej mówi się o działaniach chińskiego rządu i ich wpływie na ceny modułów. W połowie 2026 r. widać już wyraźnie, że sprawdziły się wcześniejsze zapowiedzi o wzroście cen paneli fotowoltaicznych. Z czego przede wszystkim wynika obserwowany w tym roku wzrost cen paneli, które odbiły się z historycznie niskich poziomów notowanych jeszcze na przełomie 2025 i 2026 r.
Francesco Liuzza, Senior Technical Sales Engineer w JA: To, co obserwujemy od początku 2026 r., jest efektem decyzji chińskiego rządu podjętej jeszcze późnym latem zeszłego roku, mającej na celu ustabilizowanie sytuacji w chińskim przemyśle fotowoltaicznym. Nie chodzi już o to, żeby nadal zwiększać moce produkcyjne, ale o to, jak przemysł PV borykający się ostatnio z nadpodażą zdolności produkcyjnych i ze stratami ma przetrwać kolejne lata. W latach 2024–2025 ceny modułów mocno spadły – to był efekt zbyt dużych mocy produkcyjnych w Chinach względem globalnego popytu.
Średni globalny wzrost zainstalowanych mocy w fotowoltaice wynosił w ostatnich latach 600 GW, tymczasem łączne zainstalowane moce produkcyjne w Chinach przekroczyły aż 2 TW – a więc były trzykrotnie większe. W takiej sytuacji ostrej konkurencji, zwłaszcza wśród mniejszych chińskich firm walczących o udziały rynkowe, jedynym sposobem rywalizacji stała się cena. To doprowadziło do rekordowo niskich cen pod koniec 2025 r.
Jak zareagowały na to chińskie władze?
Na początku 2026 r. chińscy producenci zaczęli dostosowywać się do nowych regulacji rządowych – podnieśli ceny, ale też zmienili sposób funkcjonowania: moce produkcyjne każdej firmy zostały proporcjonalnie ograniczone. Nie było tak, że jedna firma traci 70 proc. mocy produkcyjnych, a inna 30 proc. – cięcia były jednakowe dla wszystkich. W naszym przypadku moce produkcyjne wynosiły w zeszłym roku około 100 GW rocznie, a plan na ten rok zakłada zmniejszenie ich do 50 GW, czyli połowę. Z tego powodu musieliśmy zaplanować mniejszy wolumen sprzedaży – w zeszłym roku dostarczyliśmy globalnie moduły o mocy około 70 GW, czyli wykorzystaliśmy 70 proc. naszych mocy produkcyjnych.
Chiński rynek wewnętrzny był ogromny przez ostatnie trzy-cztery lata. Instalowano tam ponad 200–250 GW rocznie w samej fotowoltaice. Te inwestycje wspierały chiński przemysł PV, zapewniając mu duży krajowy popyt. Ten popyt wciąż trwa, choć już nie w rośnie w takim tempie jak wcześniej.
Jak na zmiany zareagowali producenci paneli fotowoltaicznych?
Jak zmiany w chińskim przemyśle fotowoltaicznym przełożą się na jakość i efektywność produkowanych modułów?
Obecnie działamy w warunkach ograniczonych mocy produkcyjnych. Firmy z przemysłu PV starają się nie uruchamiać zbyt wielu linii produkcyjnych, tylko produkować w sposób bardziej efektywny i dostosowany do wymagań stawianych przez chiński rząd – bo drugą instrukcją z Pekinu było podniesienie efektywności modułów. Przemysł ma iść w kierunku produkcji lepszych ogniw i modułów o wyższej sprawności oraz większej niezawodności, żeby konkurować w segmencie produktów wysokiej jakości. To właśnie robią teraz chińscy producenci.
Od 2027 r. – zgodnie z nowymi wymogami wprowadzonymi przez Pekin – wszystkie moduły mają mieć sprawność powyżej 23,5 proc., co oznacza koniec dla części produktów opartych na starszych generacjach technologii fotowoltaicznych, np. dla modułów z ogniwami typu PERC, które wciąż są jeszcze produkowane, ale głównie z myślą o rynku amerykańskim, mniej wymagającym niż rynek europejski.
Producenci stracili miliardy dolarów
Jak ta sytuacja przełożyła się na ceny modułów fotowoltaicznych?
W Europie, jako bardzo dojrzałym rynku, zawsze szukamy najlepszej klasy mocy i najwyższej sprawności, a to wymaga bardziej efektywnych i kosztownych mocy produkcyjnych dedykowanych seriom modułów o wysokiej sprawności. Cena musiała się dostosować do tego scenariusza – także po to, by uniknąć dalszych strat wśród producentów modułów. W ostatnich dwóch latach cały przemysł PV stracił miliardy dolarów.
Przy rekordowo niskich cenach i presji rynku na coraz wyższą sprawność nie da się produkować modułów rentownie. Na to nałożył się jeszcze wzrost cen srebra pod koniec 2025 r. i na początku 2026 r. – to najbardziej kosztotwórczy surowiec, bardziej niż polikrzem, szkło czy aluminium, które też drożeją, ale wolniej. Dodatkowo w kwietniu tego roku doszedł efekt zakończenia ulg w podatku eksportowym w Chinach, z którego korzystali tamtejsi producenci modułów.
Z jakimi cenami paneli fotowoltaicznych mamy obecnie do czynienia w Europie?
Teraz, w lipcu 2026 r., po przejściu przez pierwszą część roku widzimy, że ceny modułów zaczynają się stabilizować, ale już na nowym poziomie. W zeszłym roku za moduły płaciliśmy około 9–10 centów za Wp, teraz to mniej więcej 11–12 centów – w mniejszych formatach modułów nawet trochę więcej.
Jak w takim razie wygląda krótko- i średnioterminowa prognoza cen modułów?
Działania podejmowane przez przemysł fotowoltaiczny powinny ustabilizować ceny, a nawet lekko je obniżyć w drugiej połowie tego roku – mieliśmy szczyt cenowy, teraz następuje pewna stabilizacja. To wiąże się też z tym, kto utrzyma konkurencyjność w segmencie wysokiej sprawności, bo od 2027 r. minimalna sprawność to 23,5 proc., ale żeby być konkurencyjnym, trzeba iść dalej.
Na nadpodaż nikogo już dzisiaj nie stać
Jak obecnie wygląda sytuacja na europejskim rynku dystrybucji modułów PV – w zeszłym roku i wcześniej mieliśmy do czynienia z dużą nadpodażą modułów. Jak to się zmieniło?
Mieliśmy różne cykle w ciągu roku, gdy podaż była kształtowana przez rosnące ceny albo strategię skierowaną bardziej na kanał dystrybucyjny niż na konkretne projekty, czasem też wpływała na nią także błędna ocena tempa rozwoju projektów. Teraz sytuacja jest znacznie bardziej pod kontrolą – dzięki ograniczeniu globalnych mocy produkcyjnych jesteśmy też bardziej ograniczeni, jeśli chodzi o nadprodukcję.
Jeśli musimy dostarczyć coś na konkretny rynek, patrzymy bardziej wnikliwie na lokalny popyt w danym regionie, bo sytuacja na europejskim rynku fotowoltaicznym wcale nie jest jednolita – uwarunkowania rynku w Hiszpanii różni się od tych w Grecji czy w Niemczech. Niemcy przechodzą teraz przez trudniejszy okres. Polska natomiast bardzo dobrze rozwija się w segmencie dużych projektów.
Ryzyko nadpodaży – zarówno z perspektywy dostawcy, jak i klienta – jest dziś czymś, na co nikogo już nie stać. Dlatego ograniczamy produkcję, lepiej prognozujemy popyt i planujemy magazynowanie zapasów raczej w Chinach niż bezpośrednio w Europie – gotowych do wysyłki w zależności od zapotrzebowania rynku – zamiast trzymać dziesiątki gigawatów w magazynach w Rotterdamie i innych europejskich portach.
Rosnące wymagania co do wysokiej sprawności zwiększają ryzyko nadpodaży przestarzałych produktów – jeśli rynek oczekuje najwyższej sprawności, musimy produkować właśnie takie moduły, a trzymanie zapasów starszych technologii oznacza magazynowanie towaru, który z punktu widzenia rynku jest już przestarzały. Nikt dziś nie chce tak działać. To był zresztą model, na którym w pierwszej kolejności ucierpieli mniejsi dostawcy – ci, którzy magazynowali towar, licząc na to, że najniższą ceną znajdą kupca na duży wolumen. Teraz mniejsi gracze mają dużo trudniej z utrzymywaniem takich zapasów przez dłuższy czas, więc podaż będzie zawsze nieco większa niż popyt, ale znacznie bardziej kontrolowana i ograniczona niż w przeszłości.
Polska w strategii JA Solar
Jaka jest strategia JA Solar dla polskiego rynku fotowoltaicznego?
Jeszcze kilka lat temu w Polsce rozwijał się głównie segment domowy, dziś wzrost mocy napędzają przede wszystkim projekty wielkoskalowe.
Pod względem oferty produktowej możemy pokryć popyt zarówno na rynku wielkoskalowym, jak i domowym. Monitorujemy, jak rozwija się rynek – jeśli kanał dystrybucyjny rośnie wolumenowo i wymaga też wyższej sprawności w segmencie domowym, jesteśmy na to gotowi. Dlatego stawiamy na moduły Back Contact, a także na serię modułów TOPCon – DeepBlue 5.0, która jest bardzo dobrze przyjmowana na europejskich rynkach w segmencie instalacji domowych.
Mamy pełną gamę rozwiązań dla instalacji wielkoskalowych – liczy się dla nas dostarczenie i wykonanie tego, czego oczekuje klient pod względem harmonogramu dostaw i kosztów transportu. Jesteśmy bardzo mocni logistycznie – możemy dostarczać moduły z portu w Gdański, możemy wysyłać je także z Rotterdamu. Polska jest dla nas kluczowym rynkiem.
Rozmawiał Piotr Pająk, redaktor naczelny Gramwzielone.pl
piotr.pajak@gramwzielone.pl
© Materiał chroniony prawem autorskim. Wszelkie prawa zastrzeżone. Dalsze rozpowszechnianie artykułu tylko za zgodą wydawcy E-Magazyny Sp. z o.o.
W artykule nie było informacji o magazynach energii .