Wszystkie podane ceny opierają się na publicznie dostępnych danych branżowych i analizach z października 2025 r. Ceny krajowe uwzględniają podatek, ale nie obejmują transportu; ceny eksportowe przedstawiono w formule „FOB/CIF”. Wszystkie wartości w RMB przeliczone zostały według kursu ok. €1 ≈ ¥7,8 i mają charakter poglądowy.
Spis treści
- Czy ceny naprawdę osiągnęły dno?
- Co napędza wzrost cen modułów fotowoltaicznych?
- Jak wzrost cen przełoży się na rynek końcowy?
- Co to oznacza dla rynku europejskiego?
Czy ceny naprawdę osiągnęły dno?
W ciągu ostatnich osiemnastu miesięcy ceny zakupu modułów fotowoltaicznych w Europie spadały w sposób rzadko spotykany – z około €0,23/W w połowie 2023 roku do około €0,08/W. Wojna cenowa stała się głównym motywem rynku.
Latem 2025 r. chińskie organy regulacyjne ogłosiły kierunek polityki mającej „zgodnie z prawem ograniczyć nieuczciwą konkurencję cenową”. W połączeniu z limitami zużycia energii w produkcji polisilikonu oraz zmianami w zwrotach podatku eksportowego, skłoniło to producentów do przejścia od rywalizacji cenowej do kontroli kosztów.
Ponieważ ponad 80% modułów dostępnych na rynku europejskim pochodzi z produkcji azjatyckiej, zmiany te bardzo szybko przełożyły się na oferty cenowe.
Wchodząc w czwarty kwartał, coraz wyraźniej widać sygnały korekty cen, a kluczowe segmenty zaczęły rosnąć jednocześnie:
- Moduły TOPCon: wzrost o około 10–15% względem dołka cenowego z połowy roku; najbardziej w przypadku modeli o wyższej mocy
- Moduły HJT: niewielki wzrost o około 5–10%, utrzymując się na stosunkowo wysokim poziomie
- Polisilikon typu N: wzrost o niemal 50% w samym wrześniu, do około €6,5/kg
- Płytki krzemowe (format G12): wzrost miesiąc do miesiąca o około 35–40%
Dla europejskich nabywców może to oznaczać, że po długim okresie silnej presji cenowej branża próbuje powrócić do bardziej zrównoważonego tempa.
Oprócz zmian regulacyjnych pojawia się teraz kluczowe pytanie: co dokładnie napędza wzrost cen modułów fotowoltaicznych? Dla firm planujących nowe projekty lub roczne zakupy zrozumienie mechanizmów stojących za tym procesem może być cenniejsze niż sama pogoń za najniższą ceną.
Co napędza wzrost cen modułów fotowoltaicznych?
Obecny wzrost cen nie jest przypadkowy. Od strony podaży aż po zachowania rynkowe odzwierciedla on kombinację czynników w całym łańcuchu wartości. Dla działów zakupów i firm zrozumienie tych zmian jest kluczowe, aby trafniej oceniać trendy cenowe.
1. Ograniczenie mocy produkcyjnych po stronie podaży
W ciągu ostatnich dwóch lat branża PV intensywnie zwiększała moce produkcyjne. Nadpodaż doprowadziła do przewagi podaży nad popytem i mocnego spadku cen. Jednak w drugiej połowie 2025 r., m.in. pod wpływem polityki w Chinach, stopień wykorzystania mocy produkcyjnych w sektorach polisilikonu i wafli krzemowych wyraźnie spadł.
- Wiodący producenci polisilikonu zmniejszyli wykorzystanie mocy do ok. 55–65%
- Ceny polisilikonu typu N wzrosły od sierpnia o ok. 45–50%
- Producenci wafli zaczęli ograniczać linie produkcyjne; ceny wafli G12 wróciły do ok. €1,40/szt.
Gdy producenci upstream przestali „wymieniać wolumen na cenę”, koszty zakupu modułów w Europie naturalnie zaczęły rosnąć.
Dodatkowo Chiny planują od IV kwartału 2025 r. znieść 13% zwrotu VAT na eksport, co może przełożyć się na wzrost ofert eksportowych o ok. 9% i umocnić oczekiwania dalszego wzrostu cen.
2. Wzrost kosztów wynikający ze zmian technologicznych
Branża PV przechodzi z technologii p-type na moduły n-type. Choć n-type oferuje wyższą sprawność, generuje także wyższe koszty.
- Linie produkcyjne n-type są nadal w fazie optymalizacji; srebrna pasta, szkło i uzyski produkcyjne nie są jeszcze w pełni ustabilizowane
- Kluczowe materiały (srebrna pasta, EVA, folie tylne itd.) zdrożały od lata średnio o 10–15%
- Moduły o wyższej mocy powodują dodatkowy wzrost kosztów transportu, konstrukcji i montażu
Dla kupujących to przejściowe wahania cen, wynikające przede wszystkim z fazy technologicznego przejścia branży.
3. Oczekiwania rynkowe i poziom zapasów
W drugiej połowie roku europejski rynek zaczął uwzględniać bezpieczeństwo zapasów i ryzyko kursowe, co odróżnia sytuację od ubiegłego roku.
- Część dystrybutorów zaczęła wcześniej zabezpieczać ceny i uzupełniać magazyny
- Projekty w Europie Wschodniej i Południowej ruszyły jednocześnie, powodując krótkoterminowe zwiększenie zakupów
- Wahania kursów walut skłoniły importerów do ostrożniejszej polityki cenowej
W efekcie ceny na rynku ustabilizowały się, a presja na dalsze ich obniżanie wyraźnie słabnie.
Od zmian po stronie podaży, przez technologię, aż po oczekiwania rynkowe — kumulacja tych czynników powoduje korektę krzywej cenowej na rynku europejskim.
Jak ta zmiana wpłynie na decyzje inwestycyjne i zakupy w segmencie końcowym?
Jak wzrost cen przełoży się na rynek końcowy?
Z europejskiego indeksu cen spot pvXchange z października 2025 r. wynika, że:
- ceny modułów Full Black wzrosły miesiąc do miesiąca o około 4%
- produkty wysokosprawne (High Efficiency) pozostały stabilne
- natomiast moduły niskokosztowe spadły dalej o około 8%
Ogólnie rzecz biorąc, zmienność cen jest ograniczona, ale widać wyraźną segmentację: moduły o wysokiej sprawności stabilizują się jako pierwsze, podczas gdy tanie zapasy są nadal wyprzedawane.
Oznacza to, że zmiany cen stopniowo przechodzą od producentów do odbiorców końcowych.
Uwagi: Źródło danych — pvXchange Europe Price Index (październik 2025). Trendy cenowe od X 2024 do X 2025: tanie moduły spadają, Full Black rosną, wysokosprawne i standardowe stabilne.
Reakcja firm EPC i wpływ na wyceny projektów
Moduły zwykle stanowią około 45–55% całkowitego kosztu systemu.
Każdy wzrost ceny modułów o €0,01/W powoduje przeciętnie wzrost kosztu systemu o około 2–3%. Choć €0,01 wydaje się niewielką zmianą, dla firm EPC realizujących kontrakty o stałej cenie oznacza to dalsze zmniejszenie marży. Ostrożniejsi inwestorzy zaczęli wprowadzać do umów klauzule zmienności cen, indeksację lub mechanizmy korekty kosztów materiałów, aby zabezpieczyć się przed niepewnością.
Takie podejście wskazuje na powrót do bardziej racjonalnego tempa rynkowego.
Zmiany w zapasach i harmonogramach zakupowych
W ostatnim roku wielu europejskich dystrybutorów zgromadziło duże zapasy starszych modeli modułów na dołku cenowym.
Wraz ze wzrostem popytu na moduły o wysokiej mocy i większej trwałości starsze modele zaczęły kosztować mniej niż nowe — co spowodowało ryzyko „odwróconej wyceny” zapasów.
Aby temu przeciwdziałać, dystrybutorzy przechodzą z agresywnego magazynowania tanich modułów na strategię stabilnych dostaw. Preferują wcześniejsze zabezpieczenie dostaw na IV kwartał, zmniejszając ryzyko zmienności cen oraz zamrażania kapitału. Zakupy dzielone na partie i krótsze cykle zamówień pomagają dostosować się do warunków rynkowych.
Całościowo rynek zdaje się wchodzić w fazę stabilizacji cen.
Przeniesienie kosztów na klientów końcowych
Dla odbiorców komercyjnych i inwestorów niewielkie zmiany cen modułów nie powodują drastycznej zmiany zwrotu z inwestycji, ale prowadzą do większej ostrożności inwestycyjnej.
Przy cenach energii rzędu €0,18–0,22/kWh okres zwrotu projektów prosumenckich wydłuża się typowo o 6–12 miesięcy, co wymusza korekty budżetowe i planowania przepływów finansowych.
Niektórzy inwestorzy opóźniają rozpoczęcie projektów lub wydłużają procesy przetargowe, aby obserwować stabilizację cen.
Coraz więcej odbiorców końcowych preferuje systemy PV o długoterminowej niezawodności i pewności dostaw. Fakt, że moduły wysokosprawne i bardziej stabilne drożeją, potwierdza, że rynek akceptuje tę zmianę wartości.
Co to oznacza dla rynku europejskiego?
Po kilku kwartałach spadków ceny modułów ustabilizowały się, a zakres wahań uległ zawężeniu. Wraz z dostosowaniem tempa produkcji w górnym segmencie łańcucha dostaw oraz zmianami technologicznymi, wycena i procesy zakupowe na rynku europejskim stają się coraz bardziej przejrzyste i przewidywalne.
- Dla dystrybutorów i firm EPC oznacza to większą przejrzystość mechanizmów ofertowych oraz pewność co do specyfikacji i realizacji projektów
- Dla inwestorów korporacyjnych założenia w kalkulacjach zwrotu stają się bardziej przewidywalne, a ryzyko błędów w estymacji maleje
Trendy cenowe pokazują, że moduły o wysokiej sprawności i dużej stabilności cenowej umacniają swoją pozycję i w przyszłości nawet mogą podrożeć.
Jak wskazuje Wood Mackenzie, ta zmiana przypomina raczej strukturalną korektę rynku — przejście od „wojny cenowej” do „konkurencji wartości”.
Niezależnie od krótkoterminowych wahań cen, w Europie coraz wyraźniej widać konsensus: liczy się system fotowoltaiczny, który zapewni wysoką wydajność, stabilność i niezawodność przez wiele lat.
Zanim rynek wejdzie w kolejny stabilny cykl cenowy, wcześniejsze planowanie i zabezpieczenie dostaw może okazać się najbardziej racjonalnym i strategicznym wyborem.
Źródła danych: Wood Mackenzie (Oct 2025 Market Outlook), pvXchange Europe Price Index (październik 2025), Krajowa Platforma Informacji Norm (SAC, projekt 2025), Miesięczny raport cenowy China Silicon Industry Association (wrzesień 2025), badania rynku energii odnawialnej (październik 2025).
Maysun Solar specjalizuje się w produkcji i dostawach wysokowydajnych modułów fotowoltaicznych na rynek europejski. Portfolio technologiczne obejmuje moduły TOPCon, moduły IBC i moduły HJT o mocy od 410W do 800W. Dzięki rozwiniętemu systemowi produkcji i sieci magazynów w Europie firma wspiera klientów na każdym etapie — od wyboru modułów po koordynację dostaw — zapewniając długoterminową, stabilną i wysoką wydajność systemów PV.
Może Ci się spodobać: