Od boomu prosumenckiego do dużych, elastycznych instalacji PV w Polsce
2025-12-29 / Ze świata PV
Punktem wyjścia do poniższej analizy rynkowej jest raport autorstwa Christophe’a Litsa. Artykuł stanowi opracowanie własne na podstawie danych i wniosków zawartych w raporcie SolarPower Europe.
Sytuacja ogólna rynku
Jak wskazuje SolarPower Europe w raporcie autorstwa Christophe’a Litsa, rynek PV w Polsce w ostatnich latach rozwijał się wyjątkowo dynamicznie, co pozwoliło naszemu krajowi znaleźć się w gronie największych rynków fotowoltaiki w Europie. Łączna moc zainstalowana niemal podwoiła się w ciągu trzech lat – z około 12,2 GW na koniec 2022 r. do prognozowanych 24,6 GW w 2025 r. Zgodnie z analizą SolarPower Europe, początkowo wzrost był napędzany głównie przez instalacje prosumenckie, jednak wraz z dojrzewaniem rynku coraz większą rolę zaczęły odgrywać farmy fotowoltaiczne.
Po rekordowym 2023 r., w którym oddano do użytku 4,6 GW nowych mocy, tempo rozwoju zaczęło stopniowo słabnąć. Autor raportu zauważa, że w 2024 r. wolumen nowych instalacji spadł o 11% do 4,1 GW, a w 2025 r. prognozowany jest kolejny spadek o ok. 9%, do poziomu 3,7 GW. Oznacza to wejście rynku PV w Polsce w fazę stabilizacji po okresie bardzo intensywnego wzrostu.
Raport Solar Power Europe dostępny jest pod adresem: https://www.solarpowereurope.org/insights/outlooks/eu-solar-market-outlook-2025-2030#download
Od dominacji prosumentów do instalacji wielkoskalowych
Z raportu SolarPower Europe wynika, że do niedawna fundamentem rozwoju fotowoltaiki w Polsce były mikroinstalacje – głównie systemy dachowe dla gospodarstw domowych i małych firm o mocy do 50 kW. Do końca 2023 r. funkcjonowało ich ponad 1,3 mln, o łącznej mocy ok. 10,4 GW, co – jak podkreśla Christophe Lits – odpowiadało za około 2/3 całkowitej mocy PV w kraju. Popularność tego segmentu była efektem korzystnego systemu net-meteringu oraz szerokiego wsparcia dotacyjnego, wzmocnionego dodatkowo wysokimi cenami energii elektrycznej w 2022 r.
Jak zauważa autor raportu, przełomowym momentem była zmiana systemu rozliczeń w kwietniu 2022 r., kiedy wprowadzono net-billing. Nowe zasady lepiej wpisują się w unijne reguły rynku energii, ale jednocześnie obniżyły opłacalność nowych mikroinstalacji. W konsekwencji tempo przyrostu prosumenckich systemów PV wyraźnie spadło, a rynek PV w Polsce zaczął stopniowo przesuwać się w kierunku większych i bardziej złożonych projektów.
Program „Mój Prąd” nadal odgrywa ważną rolę w podtrzymywaniu zainteresowania tym segmentem, a 6. edycja programu, uruchomiona we wrześniu 2025 r., dysponuje rekordowym budżetem 1,85 mld zł (ok. 435 mln euro). Mimo to inwestycje prosumenckie są dziś postrzegane bardziej jako element długoterminowych oszczędności i niezależności energetycznej, a nie szybki zwrot z inwestycji.
Rosnąca rola segmentu C&I i farm fotowoltaicznych
Zmniejszenie dynamiki mikroinstalacji zostało częściowo zrekompensowane przez wzrost inwestycji w większe projekty. Segment instalacji komercyjnych i przemysłowych (250 kW – 1 MW) zwiększył swój udział w rynku do ok. 25% w 2023 r. i utrzymał ten poziom w kolejnych latach. Jeszcze wyraźniej zmieniła się sytuacja w segmencie instalacji wielkoskalowych.
Jak wskazuje Christophe Lits w raporcie, udział farm fotowoltaicznych (>1 MW) w nowych mocach wzrósł z:
- 7% w 2020 r.,
- do 22% w 2022 r.,
- 43% w 2023 r.,
- aż do 50% w 2025 r.
Równocześnie ich udział w całkowitej mocy zainstalowanej wzrósł z 16% w 2022 r. do 32% w 2025 r. Autor raportu zwraca jednak uwagę, że mimo rosnącego znaczenia procentowego, faktyczny wolumen nowych instalacji wielkoskalowych uległ zmniejszeniu. W 2025 r. oddano do użytku ok. 2 GW farm PV, podczas gdy w 2024 r. było to jeszcze 4 GW.
Bariery rozwoju: sieci, redukcje i dostęp do gruntów
Raport SolarPower Europe jasno identyfikuje główne bariery dalszego rozwoju rynku. W 2023 r. operatorzy odrzucili 7 448 wniosków o przyłączenie OZE o łącznej mocy 83,6 GW, czyli większej niż całkowita zainstalowana moc w kraju. Coraz poważniejszym problemem stają się również redukcje generacji.
W pierwszych 5 miesiącach 2025 r. ograniczono produkcję energii słonecznej o 590 GWh, co oznacza wzrost o 36% w porównaniu z analogicznym okresem 2024 r. Zjawisko to obniża przewidywalność przychodów i wpływa na opłacalność projektów.
Dodatkowe utrudnienia wynikają ze zmian w planowaniu przestrzennym z 2023 r., które zwiększyły bariery administracyjne dla dużych instalacji gruntowych.
Kierunek zmian: elastyczność systemu i magazyny energii
W odpowiedzi na te wyzwania w latach 2024–2025 wprowadzono istotne reformy regulacyjne. Nowelizacja UDER29 podniosła próg koncesyjny z 1 MW do 5 MW, uprościła procedury oraz rozszerzyła możliwość cable poolingu.
Kluczowym elementem kolejnego etapu rozwoju rynku będzie wzrost znaczenia magazynów energii – zarówno jako instalacji samodzielnych, jak i w projektach hybrydowych (PV + BESS, wiatr + BESS).
Zaktualizowany projekt KPEiK, opublikowany w lipcu 2025 r., zakłada wzrost mocy PV do 31,7 GW w 2030 r. oraz 51,2 GW w 2040 r. Jak zauważa SolarPower Europe, cel na 2030 r. nadal pozostaje poniżej potencjału rynkowego.
Podsumowanie i wnioski dla inwestorów
Polski rynek fotowoltaiki wszedł w nową fazę rozwoju, w której tempo wzrostu ustępuje miejsca jakości, skali i elastyczności projektów. Po bardzo dynamicznych latach 2020–2023, napędzanych głównie przez prosumentów, rynek wyraźnie się stabilizuje. Spadek rocznych przyrostów mocy w latach 2024–2025 nie oznacza jednak załamania, lecz naturalną normalizację po boomie oraz przejście do bardziej dojrzałego modelu rozwoju, który sprzyja podmiotom profesjonalnym i kapitałowi instytucjonalnemu.
Kluczową zmianą jest trwałe przesunięcie ciężaru rynku z mikroinstalacji w stronę instalacji średnich i dużych, a przede wszystkim projektów utility-scale. Segment prosumencki, mimo że pozostaje istotny i nadal atrakcyjny z punktu widzenia długoterminowych oszczędności i niezależności energetycznej, stracił rolę głównego motoru wzrostu. Zmiana systemu rozliczeń z net-meteringu na net-billing znacząco pogorszyła krótkoterminową opłacalność nowych instalacji, co ostudziło popyt. W efekcie to farmy słoneczne oraz projekty C&I przejęły rolę filaru rynku, a w 2025 roku instalacje utility-scale odpowiadają już za około połowę nowych mocy.
Dla firm działających w sektorze PV oznacza to konieczność przestawienia modeli biznesowych – od sprzedaży masowych instalacji dachowych w stronę bardziej złożonych projektów, wymagających kompetencji w zakresie finansowania, aukcji OZE, PPA oraz integracji z siecią przesyłową. Coraz wyraźniej widać, że fotowoltaika bez elastyczności traci atrakcyjność. Narastające problemy z przeciążeniami sieci i rosnąca skala redukcji produkcji (curtailment) powodują niepewność przychodów i obniżają ekonomię projektów opartych wyłącznie na sprzedaży energii w godzinach szczytu generacji. W rezultacie magazyny energii przestają być dodatkiem, a zaczynają być warunkiem długoterminowej opłacalności i bankowalności projektów.
Segment C&I wyróżnia się na tle rynku jako relatywnie stabilny „środek”, oferujący przedsiębiorstwom przemysłowym i logistycznym możliwość zabezpieczenia kosztów energii, zwiększenia autokonsumpcji oraz ograniczenia ekspozycji na zmienność cen. W warunkach net-billingu największą wartość mają rozwiązania łączące PV z magazynami energii i inteligentnym zarządzaniem zużyciem, co daje firmom realną przewagę kosztową i operacyjną, nawet przy umiarkowanym tempie wzrostu rynku.
Z perspektywy inwestorów Polska pozostaje jednym z najbardziej atrakcyjnych rynków PV w Unii Europejskiej, mimo widocznego spowolnienia wolumenów. Rynek staje się bardziej selektywny, ale jednocześnie mniej spekulacyjny. Najlepszy profil ryzyka do zwrotu oferują obecnie duże projekty utility-scale, oparte na aukcjach OZE, długoterminowych kontraktach PPA oraz coraz częściej na modelach hybrydowych PV + BESS. Integracja magazynów energii poprawia stabilność przychodów, ogranicza wpływ curtailmentu i zwiększa atrakcyjność projektów dla finansowania bankowego.
Jednocześnie magazyny energii jako samodzielna klasa aktywów znajdują się w Polsce na wczesnym etapie rozwoju. Ostrożność banków kontrastuje tu z rosnącymi możliwościami rynkowymi, wynikającymi m.in. z usług systemowych (takich jak FCR), mechanizmu cable poolingu oraz zapowiadanych zachęt regulacyjnych. Dla inwestorów o większej tolerancji ryzyka oznacza to okno okazji do zajęcia pozycji przed szerszym napływem kapitału.
Największym wyzwaniem strukturalnym pozostaje infrastruktura sieciowa oraz procesy administracyjne. Masowe odrzucenia wniosków o przyłączenie i nowe wymogi planistyczne znacząco podnoszą ryzyko projektowe. Z drugiej strony, ostatnie reformy – w szczególności UDER29 – ograniczają bariery administracyjne, zwiększają przejrzystość działania operatorów i promują rozwiązania hybrydowe. W praktyce oznacza to, że ryzyko regulacyjne stopniowo maleje, natomiast kluczowe staje się ryzyko lokalizacyjne i sieciowe, które musi być dokładnie analizowane już na etapie due diligence.
W dłuższym horyzoncie rozwój elektryfikacji ogrzewania i transportu, wzrost zapotrzebowania na energię oraz podniesione cele PV w KPEiK wskazują, że potencjał rynku pozostaje wysoki i może znacząco przewyższyć obecne cele polityczne. Polska fotowoltaika zmierza w kierunku bardziej zrównoważonego modelu wzrostu, w którym skala, elastyczność i integracja z systemem energetycznym będą decydować o sukcesie firm i inwestorów.