BRUKSELA- Europę pieką kolejne fale upałów, które tego lata pobiły rekordy temperatury na całym kontynencie. Lasy płoną, rzeki wysychają nawet w strefach klimatu umiarkowanego, a klimatyzatory pracują na pełnych obrotach. Jednak w tej palącej rzeczywistości jedna dynamika rynku przekroczyła oczekiwania: ceny modułów fotowoltaicznych nie rosną wraz z ciepłem,-a wręcz schładzaniem.
Według najnowszego indeksu cen modułów fotowoltaicznych dostępnego na stronie pvXchange.com ceny modułów fotowoltaicznych pozostają zasadniczo stabilne, a nadpodaż w dalszym ciągu wywiera presję spadkową, mimo że portfel zamówień instalatorów pozostaje wysoki. Zjawisko to oddaje paradoks europejskiego rynku energii słonecznej latem 2026 r.: bezprecedensowe zapotrzebowanie na energię elektryczną, rekordowa produkcja energii słonecznej, ale środowisko cenowe, które nie zapewnia producentom niewielkiej ulgi, a jednocześnie stwarza atrakcyjne możliwości dla nabywców.
Fala upałów zwiększa zapotrzebowanie na energię do rekordowego poziomu
Europejskie sieci energetyczne zostały wystawione na próbę. Według think tanku energetycznego Ember podczas fal upałów rozpoczynających się pod koniec czerwca dzienne zapotrzebowanie na energię wzrosło aż o 28% we Włoszech, 23% na Węgrzech, 14% we Francji i 13% w Hiszpanii w porównaniu z tygodniem poprzedzającym fale upałów, kiedy temperatury były bliższe średnim sezonowym. Lokalne temperatury przekraczały 40 stopni przez kolejne dni na obszarach Europy Środkowej i Wschodniej, a sierpień nie przyniósł żadnych oznak ulgi.
Rosnący popyt wynika przede wszystkim ze stosowania klimatyzacji w gospodarstwach domowych, budynkach użyteczności publicznej oraz obiektach handlowych i przemysłowych. Jednocześnie ekstremalne upały ograniczyły dostawy z innych źródeł wytwórczych. Produkcja energii wodnej w maju, czerwcu i lipcu spadła do najniższego poziomu od co najmniej dekady. Na Węgrzech i w Rumunii rekordowo niski poziom wody na Dunaju gwałtownie zmniejszył produkcję elektrowni jądrowych, które zazwyczaj zapewniają 40% i 15% wytwarzanej w nich energii elektrycznej.
Rezultatem były dramatyczne skoki cen na rynkach energii elektrycznej. Ceny energii-nadchodzącej we Francji i we Włoszech osiągnęły odpowiednio 313 EUR/MWh i 285 EUR/MWh w okresach szczytowych, podczas gdy francuskie ceny energii dnia-nadchodzącego wzrosły o 20,5% w ciągu jednego dnia sierpnia, do 141 EUR/MWh. 3 sierpnia hurtowe ceny energii elektrycznej we Włoszech osiągnęły poziom 197,71 euro/MWh, najwięcej od stycznia 2023 r. Średnie dzienne ceny energii podczas wcześniejszych fal upałów wzrosły o 119% na Węgrzech, 44% we Francji, 13% we Włoszech i 7% w Hiszpanii, przy czym zauważalne były skoki wczesnym wieczorem.
Energia słoneczna rośnie-ale ceny pozostają niezmienne
Rekordowa produkcja energii słonecznej pomogła utrzymać stabilność sieci w ciągu dnia. Ember podaje, że produkcja energii słonecznej była nawet o 17% wyższa w dni z falami upałów w porównaniu z innymi dniami czerwca i lipca, co pomogło pokryć zwiększone zapotrzebowanie w sytuacji problemów z innymi źródłami energii. Na niektórych rynkach energia słoneczna pokryła ponad 50% dziennego zapotrzebowania w sierpniu.
Wzrost generacji nie przełożył się jednak na wyższe ceny modułów. Wręcz przeciwnie, ceny w niektórych segmentach odnotowały ponowne spadki. Według ocen OPIS, ceny dostarczonych, opłaconych ceł (DDP) za importowane moduły TOPCon o mocy powyżej 600 Wp wynosiły średnio 0,109 EUR (0,124 USD)/Wp na początku lipca, przy czym moduły TOPCon w mniejszym-formacie dostępne w europejskich magazynach pozostały niezmienione i wynoszą około 0,111 EUR/Wp z-fabryki. Moduły PERC Tier-1 są sprzedawane w przedziale 0,08–0,12 EUR/Wp, podczas gdy moduły TOPCon oferują premię w wysokości zaledwie 0,01–0,03 EUR/Wp.
Martin Schachinger z pvXchange.com zauważa, że należy zlikwidować nadwyżki produkcyjne, co wywiera presję na ceny rynkowe,-szczególnie w przypadku modułów przeznaczonych do dużych systemów dachowych i projektów-montowanych na ziemi. Rynek pozostaje strukturalnie nadpodaży, a duże zapasy zgromadzone w ciągu ostatnich dwóch lat w dalszym ciągu wpływają na ceny.
Niepewność zasad ogranicza wdrożenie
Gdyby sama logika podaży i popytu decydowała o wynikach,-załamanie się energii elektrycznej w Europie spowodowane ciepłem powinno przyspieszyć wdrożenie energii odnawialnej. Jednak rządy w dużej mierze milczą na temat szerszego obrazu, oferując krótko-terminowe środki łagodzące skutki zmian klimatycznych, nie zajmując się podstawową potrzebą przyspieszenia transformacji energetycznej.
Zamiast tego niepewność polityczna rzuca długi cień na rynek. W Niemczech projekt ustawy o energii odnawialnej EEG 2027 wywołał ostry opór ze strony stowarzyszeń branżowych i wewnątrz koalicji rządzącej. Propozycja wyeliminowałaby stawki-zasilające nowe systemy fotowoltaiczne o mocy do 25 kW, co mogłoby mieć poważny wpływ na inwestycje i stanowić zagrożenie dla miejsc pracy. Niemieckie Stowarzyszenie Energii Słonecznej (BSW-Solar) ostrzegło, że reformy mogą osłabić inwestycje i spowolnić wdrażanie fotowoltaiki.
Na poziomie UE postępuje postęp w zakresie wielu polityk ograniczających łańcuch dostaw, w tym ustawy Net Zero Industry Act (NZIA), ustawy o akceleratorze przemysłowym (IAA) oraz środków ograniczających skierowanych przeciwko falownikom z-tzw. krajów-wysokiego ryzyka. Propozycja IAA wymagałaby, aby przez trzy lata od wejścia w życie projekty przyznawane w drodze zamówień publicznych, aukcji technologii-zero netto i programów wsparcia publicznego obejmowały falowniki fotowoltaiczne i ogniwa słoneczne wyprodukowane w UE. Chociaż polityki te mają na celu wzmocnienie krajowej produkcji, podnoszą również progi łańcucha dostaw i powodują niepewność dla wykonawców projektów.
Rynek na rozdrożu
Połączenie niepewności polityki i utrzymującej się nadpodaży stworzyło szczególną dynamikę rynku. Zapotrzebowanie na systemy fotowoltaiczne, choć nie spada, nie rośnie wykładniczo. Niektórzy nabywcy przyjmują podejście „poczekaj-i-zobacz”, spodziewając się w przyszłym roku znacznego pogorszenia warunków inwestycji i instalacji.
SMM spodziewa się, że łączna moc nowych instalacji fotowoltaicznych na rynku europejskim spadnie do około 68,5 GW w 2026 r., co oznacza spadek o około 2% rok do roku. Wzrost na europejskim rynku rozproszonym utrzymuje się na stosunkowo stałym poziomie, natomiast projekty-na skalę użyteczności publicznej są ograniczone przez zwroty z projektów, warunki podłączenia do sieci i częste okresy ujemnych cen energii elektrycznej.
Są jednak oznaki, że rynek wkracza w nową fazę. Decyzje dotyczące zamówień publicznych w coraz większym stopniu opierają się na logistyce, polityce, technologii i-długoterminowej ekonomice projektu, a nie na samej cenie. Magazynowanie baterii przestało być opcjonalnym dodatkiem i stało się centralnym elementem ekonomiki projektu. A po dwóch latach bezprecedensowych spadków cen niektórzy producenci stali się mniej skłonni do przyjmowania zamówień po cenach, które uważają za nieekonomiczne.
Widok przed siebie
Nie wiadomo, czy ceny modułów spadną jeszcze bardziej w tym roku. Według producentów jest mało prawdopodobne, aby ceny znacząco spadły do końca 2026 r. Wiele jednak zależy od rozwoju wydarzeń wokół niemieckiego EEG 2027 i szerszych ram polityki UE po wakacyjnej przerwie.
Na razie Europa znajduje się w paradoksalnej sytuacji: rekordowe ciepło napędza bezprecedensowe zapotrzebowanie na energię elektryczną i udowadnia wartość energii słonecznej jako siły-stabilizującej sieć, a niepewność polityczna i nadpodaż strukturalna utrzymują ceny modułów na niskim poziomie. Jak zauważa Schachinger, oczywistą reakcją na kryzys klimatyczny byłoby przyspieszenie transformacji energetyki i nadanie priorytetu wytwarzaniu energii odnawialnej. To, czy decydenci sprostają temu wyzwaniu-czy będą nadal oferować-krótkoterminowe rozwiązania, podczas gdy stężenie rtęci będzie stale rosnąć,-pozostaje decydującym pytaniem dla przyszłości energii słonecznej w Europie.
