Instytut Energetyki Odnawialnej opublikował XIII edycję raportu „Rynek fotowoltaiki w Polsce 2025”. Wartość inwestycji w moce PV przekroczyła 12 mld zł. Pod względem przyrostu mocy PV w 2024 roku Polska zajęła 5. miejsce w UE i umocniła się na 6. miejscu pod względem skumulowanej mocy zainstalowanej, daleko wyprzedzając kolejne kraje z TOP 10.
Na koniec 2024 roku polska fotowoltaika osiągnęła moc zainstalowaną 21,2 GW (22 GW na koniec I kw. 2025 roku). Przyrost nowych mocy w wartościach bezwzględnych był podobny, jak w roku 2022 i wynosił ok. 4,1 GW, ale niższy od rekordowego w 2023 roku – ponad 4,6 GW. Na koniec I kw. 2025 roku w strukturze spadł udział mikroinstalcji (< 50 kW) do 60% (o 4%) i małych instalacji (50–1000 kW) do 21,9%. Wzrósł za to dział farm PV (> 1 MW) z 11% do 20%. W 2024 roku przyłączono do sieci 2,4 GW farm PV.
Wzrosły udziały energii z PV w bilansach zużycia energii, osiągając na koniec 2024 roku:
38,5% w produkcji energii z OZE,
10,6% w zużyciu energii elektrycznej,
2,2% w całkowitym zużyciu paliw i energii.
Udział energii z PV w produkcji energii elektrycznej wprowadzanej do sieci wyniósł 9% i był nieco wyższy niż w UE, ale niższy niż np. w Niemczech (13,7%). Źródła pogodozależne – fotowoltaika i energetyka wiatrowa – łącznie osiągały 23,5% udziału w produkcji energii elektrycznej w Polsce, przy 28,5% udziale energii ze wszystkich OZE.
Efektem sukcesu nowych inwestycji słonecznych (i wiatrowych) stały się ograniczenia ich generacji przez operatorów, w szczególności farm PV. Już do połowy czerwca 2025 roku operator systemu przesyłowego zredukował około 600 GWh energii z PV. Największym problemem dla inwestorów OZE stają się niskie, coraz częściej ujemne, ceny energii. W efekcie spada tempo rozwoju nowych inwestycji, co może zagrozić realizacji celów transformacji energetycznej.
Wśród kluczowych rekomendacji raportu znajdują się:
łączenie rozwoju sektorów PV i ciepłownictwa jako odbiorcy energii słonecznej;
wprowadzanie taryf dynamicznych i zmiana filozofii pobierania opłat dystrybucyjnych;
inwestycje w hybrydy PV z farmami wiatrowymi i magazynami bateryjnymi.
Autorzy raportu wzywają do tworzenia nowego modelu rynku energii oraz proponują zmiany w systemie taryfowym, aby zachęcić odbiorców do korzystania z najtańszej energii z PV.
Wyniki badań i analiz zostały zaprezentowano na konferencji prasowej 30 czerwca br.
W panelu dyskusyjnym wzięli udział przedstawiciele administracji rządowej i liderzy rynku oraz partnerzy raportu.
Wicedyrektor Michał Łęski, z Departamentu Odnawialnych Źródeł Energii w Ministerstwie Klimatu i Środowiska przedstawił działania rządu na rzecz poprawy sytuacji inwestorów. Poinformował o dokonanej korekcie rozliczeń na depozyt prosumencki, planach skrócenia czasu na wydanie warunków przyłączenia dla farm PV, ułatwieniach deregulacyjnych i planach wdrożenia rozporządzenia NZIA (wsparcie dla przemysłu).
Michał Głowacki dyrektor generalny Lightsource bp w Polsce informując o portfelu firmy (4,2 GW, z czego 1,5 GW z warunkami przyłączenia do sieci), potwierdził, że sektor PV jest w fazie spowolnienia, ale rynek szybko się dostosował i postępuje optymalizacja projektów. Przewiduje konsolidację na rynku deweloperskim.
Łukasz Lech, manager z Qair Polska, stwierdził, że raport pokazuje, że rynek PV w Polsce osiąga dojrzałość i widać spowolnienie, ale dostrzega przestrzeń do rozwoju wielkoskalowych instalacji PV, które firma buduje wraz z farmami wiatrowymi i magazynami energii, zamierzając uzyskać łącznie 3 GW do 2030 roku.
Zbigniew Stępniewski, wiceprezes PGE Energia Odnawialna podsumował, że problem branży PV nie leży w dostępności sieci, ale w zagospodarowaniu wyprodukowanej energii. Bardzo korzystny w Polsce jest cable pooling dla wiatru i PV (rzadko oba źródła generują maksymalną moc), potrzebny jest elastyczny rynek (taryfy dynamiczne) i elektryfikacja ciepłownictwa.
Eksperci uznali, że największym ryzykiem są ograniczenia farm PV przez operatorów i brak transparentności w zasadach tych wyłączeń.
Źródło informacji: PAP MediaRoom za Instytutem Energetyki Odnawialnej
