# 09. Ceny paneli i sprzętu OZE — stan na wrzesień 2026 i trendy + LCOE

Stan wiedzy: 2026-09-27. Oznaczenia pewności: **[W]** wysoka (źródło pierwotne / zweryfikowane w tekście), **[Ś]** średnia (źródło wtórne, agregator, odczyt wykresu przez pośrednika), **[N]** niska (szacunek, pojedyncze źródło komercyjne lub wiedza ogólna bez weryfikacji).
Obliczenia własne (LCOE, zwrot instalacji) na założeniach podanych niżej oraz raportach Fraunhofer ISE (LCOE 2024) i IRENA (RPGC 2025, streszczenie). Skrypty i surowe dane w archiwum roboczym autorów (niepublikowane).
Kursy przyjęte: 1 EUR = 4,25 zł; 1 USD = 7,15 RMB.

---

## 1. Moduły PV

### 1.1 Ceny spot w Europie (pvXchange, ceny ofertowe ocłone, €/Wp)

| Okres | High efficiency | All black | Mainstream | Low cost | Pewność / źródło |
|---|---|---|---|---|---|
| 2020 (zakres roku) | 0,30–0,34 | – | 0,21–0,26 | 0,15–0,18 | [Ś] Solarserver/pvXchange |
| 2021 (I→XII) | 0,32→0,37 | – | 0,23→0,28 | – | [Ś] Solarserver |
| **Szczyt 2022** | **0,43 (XI 2022)** | – | **0,35 (X 2022)** | 0,22 | [Ś] Solarserver |
| I 2024 | 0,23 | – | 0,14 | – | [Ś] Solarserver |
| XII 2024 | 0,125 | – | 0,095 | 0,060 | [Ś] rinnovabili.net |
| I 2025 | 0,13 | 0,13 | 0,11 | 0,07 | [Ś] rinnovabili.net |
| VIII 2025 (dołek) | 0,12 | 0,13 | 0,10 | 0,055 | [Ś] rinnovabili.net |
| I 2026 | 0,115 | 0,130 | 0,105 | 0,055–0,059 | [Ś] rinnovabili / reduco |
| II 2026 | 0,130 | 0,145 | 0,115 | 0,060 | [Ś] rinnovabili.net |
| IV 2026 | +5,5% m/m, 4. miesiąc wzrostów z rzędu | | | | [W] pv-magazine 16.04.2026 |
| VII 2026 | „wzrost cen się zatrzymał” | | | | [W] pv-magazine 16.07.2026 |
| VIII 2026 | 0,150 | 0,160 | 0,135 | 0,075 | [Ś] reduco.ai (odczyt grafiki pvX) |
| **IX 2026** | **0,145** | – | **0,130** | **0,070** | [Ś] Solarserver (lekki spadek, „ceny stygną”) |

Źródła: https://www.solarserver.de/photovoltaik-preis-pv-modul-preisindex/ (dostęp 2026-09-27); https://www.rinnovabili.net/business/energy/photovoltaic-module-prices-2025-updated-data/ ; https://reduco.ai/blog/solar/photovoltaik-modulpreise-entwicklung-2026 ; https://www.pv-magazine.com/2026/04/16/pv-module-prices-continue-to-rise-unabated/ ; https://www.pv-magazine.com/2026/07/16/rise-in-solar-module-prices-comes-to-a-halt/ ; https://www.pvxchange.com/Market-Analysis_1 (tytuły: VIII 2026 „As Europe overheats, solar module prices cool down”, IX 2026 „Regulatory uncertainty threatens to slow German PV deployment in 2027”).
Uwaga: pvXchange publikuje tabelę tylko jako grafikę — liczby pochodzą od pośredników, stąd [Ś].

**Wnioski (obliczenia):** mainstream IX 2026 = 0,13 €/Wp to **−63% vs szczyt X 2022 (0,35)**, ale **+24% vs styczeń 2026 (0,105)**. 2026 to pierwszy od 2022 r. rok wyraźnych podwyżek cen modułów w Europie (ok. +25–30% I→VIII), wyhamowany latem.

### 1.2 Chiny — FOB i rynek krajowy ($/W)

| Data | Cena | Źródło / pewność |
|---|---|---|
| 2020 | ok. 0,20 $/W (mono PERC FOB) | [N] wiedza ogólna, typowe raporty PV Insights/OPIS |
| 2022 (szczyt pocovidowy) | ok. 0,28–0,30 $/W | [Ś] OPIS via SurgePV („$0.30/W in 2022”) |
| IV–VII 2024 | TOPCon M10 FOB spadek o 17% do 0,096 $/W | [Ś] pv-magazine/OPIS |
| 2025 (dołek) | ok. 0,085–0,09 $/W | [Ś] InfoLink (0,089 $/W TOPCon eksport), OPIS |
| XII 2025 | ok. 0,10 $/W (CNY 0,70/W) | [Ś] pv-magazine 23.01.2026 |
| I 2026 | 0,115 $/W FOB; forward Q2/Q3 2026: 0,120–0,121 | [W] https://www.pv-magazine.com/2026/01/23/china-topcon-module-prices-climb-over-30-since-mid-december/ |
| **22.09.2026** | **0,108 $/W FOB China (TOPCon)**; USA import DDP 0,290 $/W; US-assembled 0,321 $/W | [W] OPIS via IndexBox 25.09.2026 https://www.indexbox.io/blog/china-topcon-module-prices-hold-steady-ahead-of-golden-week-us-market-awaits-section-232-minimum-import-prices/ |
| **23.09.2026 (InfoLink)** | Chiny krajowe TOPCon: 0,705 RMB/W (naziemne; ≈0,099 $/W), 0,740 (rozproszone); BC: 0,773–0,810 RMB/W. Europa (chiński TOPCon) **0,119 $/W**, Europa BC C&I 0,131; Indie 0,140; **USA 0,310 $/W** | [W] https://www.infolink-group.com/spot-price/ |

Polikrzem (InfoLink 23.09.2026): **40 RMB/kg** (≈5,6 $/kg) [W]. W sierpniu n-type 40–42 RMB/kg [W] https://www.pv-magazine.com/2026/08/21/chinese-pv-industry-brief-polysilicon-market-shows-tentative-recovery-as-wafer-prices-surge/ . Ogniwa TOPCon 0,29–0,30 RMB/W.

**Świat: USA płaci ~3× więcej za ten sam moduł niż Europa** (0,29–0,31 vs 0,108–0,119 $/W) — cła, AD/CVD, Sekcja 232 (minimalna cena importowa 0,38 $/W od 4.12.2026 wg OPIS) [W].

### 1.3 Czy ceny wzrosły po konsolidacji polikrzemu i likwidacji zwrotu VAT? — TAK, ale umiarkowanie i przejściowo

- **Zwrot VAT eksportowego:** obniżony z 13% do 9% w listopadzie 2024; **zniesiony całkowicie 1 kwietnia 2026** (wafle >15,24 cm, ogniwa, moduły). Wartość ok. 2,2 mld USD rocznie (dane eksportu 2025). [W] https://www.pv-tech.org/scrapping-of-chinas-pv-export-tax-rebate-prompts-panic-buying-and-module-price-surge/ . Baterie: zwrot wygaszany do 2027 [Ś] cnabke.com.
- Efekt: panika zakupowa I kw. 2026, ceny krajowe z 0,82–0,86 RMB/W (1.01.2026) do 0,88–0,92 (20.01.2026) [W, PV Tech]. Po kwietniu FOB wzrósł tylko o 0,03–0,05 RMB/W — producenci częściowo „zjedli” podwyżkę, by utrzymać udziały [Ś].
- **Srebro** — ważniejszy czynnik niż VAT: rekord 83,62 $/oz (28.12.2025), 3,70 $/g (29.01.2026); pasta srebrna do ~30% kosztu ogniwa, „≥1/5 kosztu modułu” [Ś] pv-magazine USA 14.01.2026; przyspieszone przejście na metalizację miedzianą (LONGi, Aiko — GW bezsrebrowych modułów) [Ś].
- **Konsolidacja polikrzemu („anty-involucja”):** 9.12.2025 zarejestrowano Beijing Guanghe Qiancheng Technology (kapitał 3 mld RMB; Tongwei 30,35%, GCL 16,79%, East Hope, Daqo, Xinte...) — platforma do wykupu i zamykania ≥1 mln t mocy, cel funduszu 50 mld RMB [W] Reuters/Yahoo https://finance.yahoo.com/news/chinas-polysilicon-giants-set-acquisition-110705087.html . Jednak ceny polikrzemu w 2026 **spadły** (−13% r/r do marca; lipiec: „output rebounds, oversupply persists”) [W] pv-magazine 13.03.2026, 10.07.2026. Konsolidacja nie wywindowała cen — nadpodaż wróciła.
- pvXchange (IV 2026): spadek cen polikrzemu i zniesienie zwrotu VAT „nie przełożyły się tak, jak oczekiwano” — ceny rosły z powodu popytu (bezpieczeństwo energetyczne), cięć produkcji w Chinach i dostaw just-in-time [W].
- Stan IX 2026: InfoLink/OPIS — ceny płaskie lub lekko w dół; forward Q1 2027 z dyskontem 0,02 $/W do spotu → rynek oczekuje spadków [W].

### 1.4 Technologie

| Technologia | Udział w produkcji | Pewność |
|---|---|---|
| PERC | >80% dostaw w 2022 → ok. 14% w 2025, zanika | [Ś] TaiyangNews/ITRPV |
| TOPCon | ok. 70–80% w 2025 (ITRPV ~70%, CPIA/Exawatt ~80%) | [Ś] |
| HJT | ok. 5% (niektóre źródła do 9%) | [Ś] |
| BC (back-contact, TBC) | ok. 5% w 2025 → ~23% w 2036 (prognoza ITRPV) | [Ś] https://taiyangnews.info/technology/itrpv-expects-topcon-to-lead-as-bc-and-tandem-technologies-expand |
| Tandem perowskit-krzem | masowo ok. 2028, ~17% w 2036 (prognoza) | [Ś] |

Rekordy sprawności ogniw:
- **LONGi 35,5%** — 2-terminalowy tandem krzem-perowskit, certyfikat ESTI, ogłoszony 14.07.2026 [W] https://www.pv-magazine.com/2026/07/15/longi-sets-new-world-record-with-35-5-efficient-perovskite-silicon-tandem-cell/ . Ścieżka: 33,9% (XI 2023) → 34,6% (VI 2024) → 34,85% (NREL, 2025) → 35,2% → 35,5%. Teoretyczny limit Shockleya-Queissera dla pojedynczego złącza krzemowego ~33,7% (dla Si ok. 29,4% praktycznie) — tandem go przekracza.
- Elastyczny tandem: 33,35% (NREL, IX 2026) [Ś].
- Komercyjne moduły: TOPCon ~22,5–23,5%, BC >24% (pvXchange: BC >24% z ograniczoną podażą) [Ś].

### 1.5 Panel za m² vs płot / szkło — „panel tańszy od desek?”

Obliczenia (moduł 450 W, 1,762×1,134 m = 2,0 m², ~22,5%):

| Materiał | zł/m² | Uwagi |
|---|---|---|
| Moduł PV — hurt EU mainstream IX 2026 (0,13 €/Wp) | **~124** | [obliczenie] |
| Moduł PV — hurt EU low cost (0,07 €/Wp) | **~67** | [obliczenie] |
| Moduł PV — szczyt 2022 (0,35 €/Wp) | ~335 | [obliczenie] |
| Moduł PV — detal PL (406–530 zł za 450 W TOPCon, MasterEnergy VII 2026) | **~203–265** | [Ś] masterenergy.eu |
| Płot deskowy 180×180 bez ramy (97,56 zł netto – ~200 zł) | ~31–62 | [Ś] murator/woodandplay |
| Przęsło z solidnych sztachet (450–850 zł/przęsło) | ~150–300 (szac.) | [N] murator.pl cennik 2026 |

**Werdykt:** popularna teza („płot z paneli tańszy niż z drewna”, np. Jan Rosenow na X, XI 2025, niemieckie „Solarzaun”) jest **prawdziwa tylko częściowo**: najtańsze deski impregnowane są wciąż 2–4× tańsze za m², ale **hurtowy moduł (~60–125 zł/m²) kosztuje tyle co przyzwoity drewniany płot czy przęsło premium**, a przy tym daje prąd (~200 kWh/m²/rok na pionie mniej — płot pionowy bifacial ok. 60–70% uzysku optymalnego) [N szac.]. Moduł to hartowane szkło 2–3,2 mm + rama aluminiowa + krzem — sam koszt hartowanego szkła architektonicznego w detalu w PL jest rzędu 100–250 zł/m² [N, brak weryfikacji] → **„prąd gratis do szyby”** jest sensownym obrazem. Panel jako materiał budowlany: fasady, zadaszenia, balustrady, płoty, wiaty (BIPV) — dziś ogranicza to montaż, statyka, przepisy ppoż., nie cena modułu.
Źródła: https://x.com/janrosenow/status/1987794603982938338 ; https://netzerocompare.com/articles/germany-solar-fences-cheaper-than-wood ; https://muratordom.pl/ogrod/ogrodzenia/ile-kosztuja-gotowe-przesla-ogrodzeniowe-metalowe-betonowe-drewniane-cennik-2026-aa-uz7R-tzrF-BGKY.html ; https://www.masterenergy.eu/pl/p/Panel-fotowoltaiczny-Risen-450W-RSM96-11-450-Half-Cut-N-Type-TOPCon-Bifacial-Black-Frame/2096

---

## 2. Instalacje domowe: struktura kosztu i ceny w krajach

### 2.1 Polska 2026

| Źródło | zł/kWp brutto | 8 kWp | Pewność |
|---|---|---|---|
| kb.pl (13.02.2026) | 5 200–6 300 (2025: 5 000–6 000) | 41 600–50 400 zł | [Ś] https://kb.pl/aktualnosci/fotowoltaika/ceny-fotowoltaiki-w-2026/ |
| inne porównywarki (Oferteo, cenniki) | 3 100–4 400 do 4 000–6 500 | 26 000–50 000 zł | [Ś/N] |
| Moje założenie bazowe | **5 000** (zakres 4 000–6 300) | 40 000 zł | – |

Rozrzut ofert jest duży (typ dachu, marka, falownik hybrydowy). Metodologia porównywarek nieprzejrzysta → [Ś].

**Struktura kosztu (Globenergia, 16.02.2026)** [Ś] https://globenergia.pl/ceny-modulow-w-gore-kto-naprawde-zaplaci-wiecej-za-fotowoltaike-analizujemy/ :
- 10 kWp bez magazynu: **moduły ≈18,1%** kosztu; +20% ceny modułów = +3,6% ceny instalacji.
- 10 kWp + 20 kWh magazyn: **moduły ≈9,9%**; +20% modułów = +2%.
- Farma 1 MWp: moduły ≈22,8% CAPEX.
- Starszy rozkład (mikroinstalacja, globenergia): moduły 41%, konstrukcja 21%, montaż 19%, falownik 10,5%, projekt 2%, transport/inne 1,5% — to z czasów droższych modułów [Ś].
- **Obliczenie własne:** 8 kWp × 0,13 €/Wp × 4,25 zł + 8% VAT = ~4 800 zł ≈ **12% ceny instalacji za 40 000 zł**. Czyli ~88% to falownik, konstrukcja, okablowanie, robocizna, sprzedaż, marża, zgłoszenia.

### 2.2 Porównanie międzynarodowe

| Kraj | Cena instalacji domowej | Źródło |
|---|---|---|
| Polska | ~5 000 zł/kWp ≈ 1 180 €/kWp ≈ 1,35 $/W (brutto, VAT 8%) | j.w. |
| Niemcy | ~1 015 €/kWp (Fraunhofer ISE, III 2026, wg wtórnych źródeł); zakres 900–1 500 €/kWp; 10 kWp bez magazynu 9 500–15 000 €; z magazynem 13 500–22 000 € (VAT 0% od 2023) | [Ś] https://42watt.de/magazin/photovoltaik-kosten |
| Australia | **~0,88–0,95 AUD/W** po rabacie STC, z GST (≈0,58–0,62 USD/W); 6,6 kW ≈ 5–6 tys. AUD | [Ś] Solar Choice Price Index IX 2026 (strona 403, dane z wyszukiwarki) |
| USA | EnergySage 2026: **~2,58–2,75 $/W**; LBNL (instalacje 2024): mediana **4,00 $/W** (3,50 $/W za gotówkę); rozrzut top-100 instalatorów 2,7–6,5 $/W | [Ś] EnergySage; [Ś] LBNL „U.S. Distributed Solar and Storage Data 2025” |

**Dlaczego Australia tanio (~3–4× taniej niż USA):** automatyczne pozwolenia (brak lokalnych permitów), automatyczna zgoda sieci, minimum inspekcji (szkolenie + wyrywkowe kontrole instalatorów), ogromna skala (≈1/3 domów z PV), szybki proces od zapytania do montażu → niski koszt pozyskania klienta i mało „odpadających” klientów, standaryzacja, dopłata STC odliczana od ceny. Przykład: 7 kW + bateria 7 kWh ≈ 14 000 $ w Australii vs ≈ 36 000 $ w USA [Ś] https://www.volts.wtf/p/how-to-make-rooftop-solar-power-as-cheap-in-the-us-as-it-is-in-australia ; https://reneweconomy.com.au/rooftop-solar-three-times-cheaper-to-install-in-australia-than-us-canada/

**Dlaczego USA drogo:** „soft costs” = pozyskanie klienta (sprzedaż door-to-door, leasing), pozwolenia w tysiącach jurysdykcji, inspekcje, przyłączenie, narzut i zysk — LBNL: soft costs + pozostałe BOS ≈ **80% ceny mediany** w 2024; sprzęt ~20%. Do tego moduły 2,5–3× droższe niż w Europie z powodu ceł [Ś] LBNL; pv-magazine USA 11.03.2026 (reforma pozwoleń, SolarAPP+).

---

## 3. Baterie

### 3.1 Pakiety Li-ion — BNEF Battery Price Survey (średnia ważona, nominalnie, $/kWh)

| Rok | Pakiet średnio | Uwagi | Źródło |
|---|---|---|---|
| 2010 | ~1 100 (≈1 474 w $2025) | | [W] BNEF |
| 2022 | 151 | pierwszy wzrost w historii | [W] BNEF |
| 2023 | **139** | −14% | [W] https://about.bnef.com/insights/clean-energy/lithium-ion-battery-pack-prices-hit-record-low-of-139-kwh/ |
| 2024 | **115** | −20%, największy spadek od 2017 | [W] BNEF |
| 2025 | **108** | −8%; BEV **99**; **magazyny stacjonarne 70** (−45% r/r, najtańszy segment); LFP 81, NMC 128 | [W] https://about.bnef.com/insights/clean-transport/lithium-ion-battery-pack-prices-fall-to-108-per-kilowatt-hour-despite-rising-metal-prices-bloombergnef/ (9.12.2025) |

Spadek 2023→2025: −22%; 2010→2025: −90% nominalnie (−93% realnie).

### 3.2 Ogniwa LFP i systemy BESS — 2026: odwrócenie trendu (wzrost)

- Ogniwo magazynowe LFP 314 Ah (Chiny): **0,300 RMB/Wh (X 2025) → 0,365 RMB/Wh (20.04.2026)**, +22%; top-tier ~0,40 RMB/Wh, tier-2 ~0,35 [W] https://www.ess-news.com/2026/04/22/chinas-314-ah-storage-cell-prices-climb-more-than-20-in-six-months/ . 0,365 RMB/Wh ≈ **51 $/kWh** [obliczenie]. Przetarg CEEC 7 GWh (V 2026): dolne oferty ~**47 $/kWh** [Ś] ess-news 12.05.2026. → Hipoteza „ogniwo $40–50/kWh” — **prawdziwa dla końca 2025 (~0,30 RMB/Wh ≈ 42 $/kWh), w 2026 ok. 47–55 $/kWh**.
- Przyczyna: węglan litu podwoił się — ~8 $/kg (V 2025) → >25 $/kg (V 2026); w Chinach >180 000 RMB/t (III 2026) [Ś] investingnews, carboncredits.
- **BNEF Energy Storage System Cost Survey 2025:** turnkey BESS średnio **117 $/kWh** (−31% r/r), 4h: 110 $/kWh; **Chiny 73 $/kWh**, Europa 177, USA 219 [Ś] https://www.energy-storage.news/battery-storage-system-prices-continue-to-fall-sharply-bnef-and-ember-reports-find/
- **IRENA (2025):** zainstalowany koszt 4h utility BESS ~**140 $/kWh**, −30% w 2025, −95% vs 2010 [W] IRENA RPGC 2025 exec. summary (VII 2026).
- **CNESA, przetargi Chiny H1 2026:** system 4h (sprzęt) średnio **541,3 RMB/kWh ≈ 76 $/kWh (+21% r/r)**; 2h 602 RMB/kWh; EPC 4h **958,5 RMB/kWh ≈ 134 $/kWh (+8% r/r)** [W] https://en.cnesa.org/latest-news/2026/7/15/... ; VII 2026 EPC 4h średnio 0,99 RMB/Wh; VIII 2026 system 4h ~0,6 RMB/Wh, rekord 76 GWh przetargów w miesiącu [Ś] EnergyTrend.
- **Lazard 2026:** koszty magazynów „wzrosły w tym roku, odwracając wcześniejsze spadki”; LCOS 100 MW/4h: 210–292 $/MWh (wg pv-magazine USA) [Ś].

### 3.3 Domowe magazyny w Polsce 2026

- 10 kWh z montażem: rozrzut źródeł 16 000–40 000 zł; najczęściej **~2 000–3 500 zł/kWh** [Ś] ekoinstalatorzy.pl, kb.pl. Zestaw PV 8 kWp + 10 kWh: 60–75 tys. zł brutto przed dotacją [Ś].
- Dla porównania: pakiet stacjonarny BNEF 70 $/kWh ≈ 250 zł/kWh → **domowy magazyn w PL kosztuje ~8–14× więcej niż pakiet ogniw** (falownik hybrydowy, BMS, obudowa, marża dystrybucji, montaż, certyfikaty). [obliczenie]
- Dotacje: Mój Prąd 7.0 zapowiadany z dotacją do 16 000 zł (50%, max 1 600 zł/kWh) — część źródeł podaje, że zastąpiony programem „Przydomowe Magazyny Energii (PME)”. **Status niejasny [N]** — sprawdzić na NFOŚiGW przed publikacją.

### 3.4 Sodowo-jonowe

- CATL Naxtra: 175 Wh/kg (poziom LFP), >90% pojemności w −40°C, ~3× moc rozładowania LFP w −30°C; **pierwsze seryjne auto osobowe (Changan) — premiera 5.02.2026, rynek od połowy 2026** [W] https://www.catl.com/en/news/6720.html . Koszt w 2026 nadal ok. 0,07 $/Wh (70 $/kWh) — nie tańszy od LFP [N] notebookcheck. Znaczenie: zabezpieczenie przed skokami cen litu (patrz 2026).

### 3.5 Baterie w autach
- BNEF 2025: pakiet BEV 99 $/kWh (pierwszy raz <100) [W]. Bateria 60 kWh ≈ 6 000 $ na poziomie pakietu.

---

## 4. Turbiny wiatrowe

| Wskaźnik | Wartość | Źródło |
|---|---|---|
| Vestas ASP (średnia cena zamówień) 2020 | 0,74–0,77 mln €/MW (onshore) | [Ś] Vestas raporty |
| Vestas ASP 2021 | 0,83 mln €/MW (onshore 0,81) | [W] Vestas prelim. 2021 |
| Vestas ASP 2022 | **1,07 mln €/MW** (onshore 1,04), +29% | [W] Vestas prelim. 2022 |
| Vestas ASP Q2 2025 | 1,11 mln €/MW | [Ś] Investing.com |
| Vestas ASP Q2 2026 | **1,00 mln €/MW** (tylko onshore, więcej zamówień z USA o węższym zakresie) | [Ś] https://www.investing.com/news/earnings/vestas-raises-2026-margin-outlook-after-q2-profit-beats-top-forecast-4853721 |
| Zachodnie turbiny onshore EU/US | ~1,0–1,2 mln $/MW; +~45% od 2020 | [Ś] GreentechLead 2026 |
| Chińskie turbiny na rynkach wschodzących | **od ~0,4 mln $/MW** | [Ś] https://greentechlead.com/wind/wind-turbine-prices-2026-chinese-oems-at-400000-mw-vs-vestas-siemens-gamesa-and-ge-vernova-55445 |
| Chiny krajowo (z wieżą) | 3 800 RMB/kW (2019) → 1 381 RMB/kW (2024 śr.) → I kw. 2025 min. 1 443, średnio 2 000–2 200 RMB/kW (≈0,28–0,31 mln $/MW) | [Ś] Yicai |
| Offshore — ceny turbin Europa | +40–45% od 2020 (koszty produkcji +20–25%) | [Ś] marinelink |
| CAPEX onshore DE / offshore DE (2024) | ~1 600 €/kW / ~2 800 €/kW | [W] Fraunhofer ISE 2024 |

**Siemens Gamesa:** wady jakościowe platform onshore 4.X/5.X (łożyska, łopaty), problemy z rampą offshore; strata przed pozycjami nadzwyczajnymi FY2023 **4,3 mld €**, FY2024 ~1,7 mld €, FY2025 ~1,36 mld €; H1 FY2026 strata 260 mln € (vs 932 mln rok wcześniej), cel breakeven w FY2026; wznowienie sprzedaży 5.X [Ś] reNews, Windpower Monthly, Windtech.

**Wniosek:** chińskie turbiny są **ok. 50–70% tańsze** na poziomie sprzętu niż zachodnie (0,3–0,4 vs 1,0–1,2 mln $/MW) — więcej niż popularne „30–50%”. Ale do porównania całego projektu trzeba dodać transport, fundamenty, serwis, gwarancje, finansowanie — różnica LCOE mniejsza. IRENA 2025: LCOE onshore Chiny 27 $/MWh vs Niemcy 52 $/MWh [W].

---

## 5. Pompy ciepła, elektrolizery, ładowarki EV

| Urządzenie | Cena | Źródło/pewność |
|---|---|---|
| Pompa ciepła powietrze-woda z montażem (PL 2026) | **35 000–65 000 zł**; ok. 8 kW + zasobnik 200 l ≈ 33 000 zł | [Ś] oferteo.pl, energetycznyprojekt.pl |
| Dotacja Czyste Powietrze | do ~36 000 zł na pompę (do 80% przy najniższych dochodach), lista ZUM | [Ś] |
| Elektrolizer alkaliczny — Chiny | ~500–1 000 $/kW (system) | [Ś/N] BNEF via Hydrogen Insight; energycentral |
| Elektrolizer — Zachód | ~2 000–2 400 $/kW; BNEF: koszty elektrolizerów **rosną zamiast spadać**; chińskie ~1/4 ceny zachodnich | [Ś] https://www.hydrogeninsight.com/electrolysers/cost-of-electrolysers-for-green-hydrogen-production-is-rising-instead-of-falling-bnef/2-1-1607220 |
| Rynek elektrolizerów | dostawy 4,0 GW (2025) → 3,5 GW (2026, prognoza BNEF); udział Chin 39% → 67% | [Ś] |
| Wallbox 11 kW (PL) | urządzenie 3 000–8 000 zł; z montażem 4 000–11 000 zł | [Ś] futurel.pl, stacjeladowaniapojazdow.pl |
| Ładowarka DC 150 kW (PL) | sprzęt 350–500 tys. zł netto; komplet ze stacją SN i przyłączem 700–950 tys. zł brutto | [N] audytwodorowy.pl |

---

## 6. LCOE — porównania

### 6.1 Lazard LCOE+ 2026 (VI/VII 2026, USA, bez subsydiów, $/MWh)

| Technologia | 2026 | 2025 (dla porównania) |
|---|---|---|
| PV utility | **40–98** | 38–78 |
| PV + magazyn | 61–156 | |
| PV community / C&I | 88–197 | |
| Wiatr onshore | **37–99** | |
| Wiatr onshore + magazyn | 49–140 | |
| Wiatr offshore | 105–167 | |
| Gaz CCGT | **51–129** | |
| Gaz szczytowy | 144–276 | |
| Węgiel | 72–177 | |
| Nowy atom | **175–255** | |
| Magazyn 100 MW/4h (LCOS) | 210–292 | |

Źródła: [W] https://www.utilitydive.com/news/renewables-remain-cheapest-lcoe-rising-lazard/825443/ (16.07.2026); [W] https://pv-magazine-usa.com/2026/07/13/u-s-solar-lcoe-on-the-rise-lazard-says/ ; https://www.lazard.com/research-insights/levelized-cost-of-energyplus-lcoeplus/ . Przekaz Lazard 2026: „era speed-to-power”, koszty rosną dla **wszystkich** technologii (kapitał, stopy, cła), OZE nadal najtańsze w nowym budownictwie; Lazard pokazuje też, że 1 MW PV daje tylko ~0,25 MW mocy dyspozycyjnej (ELCC) → koszt „firmingu”. Krytycy (np. Independent Women Forum, 22.07.2026) podkreślają, że nowe OZE nie są tańsze od **istniejących** elektrowni [Ś].

### 6.2 IRENA Renewable Power Generation Costs in 2025 (VII 2026, średnie ważone globalne, $2025/MWh) [W]

- PV: **44** (bez zmian vs 2024); onshore: **33**; offshore: **78**; hydro 62; geotermia 89; CSP 115; bio 86.
- Od 2010: PV −89%, onshore −71%, offshore −63%.
- **>90% nowych projektów OZE w 2025 tańszych niż najtańsza nowa alternatywa kopalna.**
- Nakłady na PV spadły o ~6% w 2025, ale LCOE się nie zmieniło — **wyższy koszt kapitału zjadł tańszy sprzęt**.
- Rynki: PV Indie 35, Chiny 36, Brazylia 37 … Niemcy 65 $/MWh; onshore Chiny 27, Niemcy 52; offshore Chiny 49 vs USA 141.
- Gaz: niedobór turbin gazowych → CAPEX CCGT w USA ~2 400 $/kW (≈2× wcześniej); LCOE gazu ~100 $/MWh w Włoszech/Niemczech/Japonii, 50–60 tam, gdzie gaz tani.
- **PV + bateria „firm” (95% niezawodności): z >100 $/MWh (2020) do <85 $/MWh (2025)** w dobrych lokalizacjach; ~1/4 nowych PV utility w 2025 z baterią. Ostrzeżenie: odbicie cen metali bateryjnych na początku 2026.
- Unikniete koszty paliw dzięki OZE w 2025: ~480 mld $.
Źródło: https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2026/Jul/IRENA_TEC_RPGC_2025_Executive_summary_2026.pdf

### 6.3 Fraunhofer ISE „Stromgestehungskosten erneuerbare Energien” (VII 2024, Niemcy, €ct/kWh) [W — zweryfikowane w PDF]

| Technologia (instalacja 2024) | ct/kWh |
|---|---|
| PV naziemna (>1 MWp) | 4,1–6,9 (płd. 4,1–5,0; płn. 5,7–6,9) |
| PV dach mała (<30 kWp), 1000–2000 €/kWp | 6,3–10,6 (płd.), 8,7–14,4 (płn.) |
| PV dach >30 kWp | 5,7–12,0 |
| PV + bateria (ogółem) | 6,0–22,5 |
| — naziemna + bateria (400–600 €/kWh) | 6,0–10,8 |
| — mała dachowa + bateria (500–1200 €/kWh) | 9,1–22,5 |
| Wiatr onshore (~1 600 €/kW) | 4,3–9,2 |
| Wiatr offshore (~2 800 €/kW) | 5,5–10,3 |
| Gaz CCGT (GuD) | 10,9–18,1 |
| Turbina gazowa (elastyczna) | 15,4–32,6 |
| Węgiel brunatny | 15,1–25,7 |
| Węgiel kamienny | 17,3–29,3 |
| **Nowa elektrownia jądrowa** | **13,6–49,0** (bez kosztów składowania odpadów) |
| Biogaz / biomasa stała | 20,2–32,5 / 11,5–23,5 |
| Turbina na H2 (przestawienie 2035) | 20,4–35,6 |
Prognoza 2045: PV naziemna 3,1–5,0; mała dachowa 4,9–10,4; mała PV+bateria 7–19 ct/kWh.
Źródło: https://www.ise.fraunhofer.de/content/dam/ise/de/documents/publications/studies/DE2024_ISE_Studie_Stromgestehungskosten_Erneuerbare_Energien.pdf (uwaga: w jednym wtórnym streszczeniu atom podano błędnie jako „13–48 €/MWh” — poprawnie to **ct/kWh**). Nowszej edycji (2025/2026) nie znalazłem.

### 6.4 Krytyka LCOE — co LCOE pomija

1. **Value factor / capture rate (kanibalizacja):** Niemcy 2025 — Jahresmarktwert Solar **4,508 ct/kWh** (2024: 4,624); w maju 2025 tylko 1,997 ct/kWh; profil-faktor ~0,84 (2023) → **~0,51 (2025)**; 23,4% produkcji PV przy ujemnych cenach (2024: 14,5%) [Ś] https://www.dgs.de/newsletter/der-jahresmarktwert-solar-2025/ . Energia z PV jest tania, ale coraz mniej warta w południe.
2. **Polska:** godzin z ujemnymi cenami: 32 (2023) → 199 (2024) → 352 (2025) → 236 do połowy lipca 2026; rekord −1,43 zł/kWh na majówkę 2026 [Ś] https://www.gramwzielone.pl/... , globenergia. RCEm: IV 2026 **132,92 zł/MWh** vs styczeń 2026 551,96 zł/MWh [Ś] fotovolteo.pl.
3. **Koszty profilu i bilansowania, adekwatność mocy:** Lazard — ELCC PV ~25% mocy; potrzeba firmingu (baterie, gaz, DSR). IEA stosuje VALCOE; Hirth (2013) — koszty integracji rosną z udziałem VRE [N, wiedza ogólna].
4. **Koszty sieciowe** (przyłącza, rozbudowa, redispatch) nie są w LCOE.
5. **Koszt kapitału dominuje** (IRENA: WACC zjada spadki CAPEX) — LCOE bardzo czułe na stopę dyskontową; atom szczególnie (80%+ kosztu to kapitał).
6. **Odpowiedź branży:** „firm LCOE” PV+bateria (IRENA <85 $/MWh), Lazard „LCOE+ firming”.

---

## 7. Obliczenia własne — domowa PV 8 kWp w Polsce (2026)

Obliczenia własne. **Założenia:** 8 kWp; uzysk 1000 kWh/kWp (warianty 950/1050); degradacja 0,4%/rok (TOPCon); 25 lat dla LCOE (30 dla NPV); O&M 200 zł/rok; wymiana falownika w 13. roku 4 500 zł; stopa dyskontowa realna 5% i 7%.
Ceny energii: zmienna część rachunku G11 2026 ≈ **1,00 zł/kWh brutto** (energia 0,614 zł brutto + zmienna dystrybucja i opłaty; pełny koszt 1 kWh z opłatami stałymi 1,18–1,32 zł wg wysokienapiecie/elektryka.edu.pl) [Ś/założenie]. Eksport: net-billing, **RCEm 2025 ważona profilem PV = 243 zł/MWh** (średnia arytmetyczna miesięcy 299; I–VIII 2026 ważona 241) × współczynnik 1,23 (od 27.12.2024) → depozyt ≈ **0,30 zł/kWh**. Eskalacja cen 2%/rok w wariancie „zwrot”. Brak ulgi termomodernizacyjnej (dałaby −12% do −32% kosztu).

### 7.1 LCOE (zł/kWh)

| CAPEX | r=5%, 1050 kWh/kWp | r=5%, 950 | r=7%, 1050 | r=7%, 950 |
|---|---|---|---|---|
| 4 000 zł/kWp | 0,33 | 0,36 | 0,38 | 0,42 |
| **5 000 zł/kWp** | **0,40** | 0,44 | 0,47 | 0,52 |
| 6 300 zł/kWp | 0,49 | 0,54 | 0,58 | 0,64 |

→ Prąd z własnego dachu kosztuje **~0,33–0,64 zł/kWh (bazowo ~0,40–0,47)**, tj. **2–3× mniej niż zmienna cena z sieci (~1,00 zł/kWh)**, ale **więcej niż wartość eksportu (~0,30 zł/kWh)**. To jest sedno ekonomii net-billingu: opłaca się zużywać, nie oddawać. (Dla porównania Fraunhofer: mała PV w płn. Niemczech 8,7–14,4 ct ≈ 0,37–0,61 zł — spójne.)

### 7.2 Okres zwrotu

| Scenariusz | Koszt | Oszczędność rok 1 | Prosty zwrot | NPV (5%, 30 lat) |
|---|---|---|---|---|
| PV 8 kWp, autokonsumpcja 30%, 5 000 zł/kWp | 40 000 zł | 3 874 zł | **10,3 lat** | +29,7 tys. zł |
| j.w., 4 000 zł/kWp | 32 000 zł | 3 874 zł | 8,3 lat | +37,7 tys. |
| j.w., 6 300 zł/kWp | 50 400 zł | 3 874 zł | 13,0 lat | +19,3 tys. |
| PV 8 kWp + magazyn 10 kWh (22 000 zł), autokonsumpcja 60% (57% po stratach) | 62 000 zł | 5 388 zł | **11,5 lat** | +35,6 tys. |
| j.w. z dotacją 50% na magazyn (11 000 zł) | 51 000 zł | 5 388 zł | **9,5 lat** | +46,6 tys. |
| Sam magazyn (przyrost oszczędności 1 514 zł/rok) | 22 000 / 11 000 zł | – | 14,5 lat / 7,3 lat | – |
| **2019**: 8 kWp × 4 578 zł/kWp, net-metering (opust 1:0,8), prąd 0,62 zł/kWh [założenie] | 36 600 zł | 4 066 zł | **9,0 lat** | +36,6 tys. |
| 2019 z Mój Prąd 1.0 (5 000 zł) | 31 600 zł | 4 066 zł | **7,8 lat** | +41,6 tys. |

Uwaga: w scenariuszu z magazynem nie uwzględniono wymiany baterii (LFP ~6 000 cykli ≈ 15+ lat) ani arbitrażu na taryfie dynamicznej (mógłby poprawić wynik). Autokonsumpcja 30% wymaga odpowiedniego zużycia (≈2 400 kWh w godzinach produkcji); cały eksport zakłada pełne wykorzystanie depozytu (niewykorzystany: zwrot max 30%).

### 7.3 Porównanie z 2019 rokiem

- 2019 (Mój Prąd 1.0): średnio **25 635 zł za 5,6 kW = ~4 580 zł/kWp brutto** [Ś] wysokienapiecie.pl. Nominalnie cena za kWp w 2026 (4 000–6 300) jest **podobna lub wyższa**, ale realnie (inflacja 2020–2025 ≈ +49% → 4 580 zł z 2019 = ~6 800 zł z 2026) **spadła o ~25–40%**.
- W tym czasie moduły potaniały o ok. 50% (mainstream ~0,25 €/Wp 2019/20 → 0,13 €/Wp) — ale że dziś to ~12% ceny instalacji, spadek modułów prawie nie widać w cenie dla klienta. **Koszty miękkie i robocizna rosły z płacami.**
- Okres zwrotu 2019 (net-metering, opust 0,8, tani prąd 0,62 zł) ≈ **8–9 lat**; 2026 (net-billing, drogi prąd 1,00 zł, tani eksport 0,30) ≈ **8–13 lat bez magazynu**. **Zmiana systemu rozliczeń i droższy prąd niemal się zniosły** — ale teraz opłacalność zależy od autokonsumpcji, a nie od „wirtualnego magazynu w sieci”.

---

## 8. Najmocniejsze fakty do wideo

1. **Moduł PV kosztuje dziś w hurcie ~0,13 €/Wp** (≈ 55 gr/W) — to 2,7× mniej niż w szczycie 2022 (0,35 €/Wp). Chiński TOPCon FOB: **0,108 $/W** (IX 2026).
2. **Panel ~125 zł/m² w hurcie** — tyle co porządny drewniany płot czy tafla hartowanego szkła; najtańszy moduł (low-cost) ~67 zł/m². Tyle że „płot” produkuje prąd przez 30 lat.
3. **Moduły to tylko ~10–18% ceny domowej instalacji** w Polsce. Za resztę płacisz ludziom, stali, falownikowi, papierom i marży.
4. **Ten sam moduł kosztuje w USA ~3× więcej niż w Europie** (0,29–0,31 vs 0,11–0,12 $/W) — cła. A instalacja domowa w USA (2,6–4,0 $/W) jest 3–4× droższa niż w Australii (~0,6 USD/W) — głównie przez biurokrację i sprzedaż.
5. **2026: pierwszy od lat wzrost cen modułów** (+25–30% w Europie I–VIII) — srebro rekordowe (83,6 $/oz), koniec chińskiego zwrotu VAT eksportowego (1.04.2026), cięcia produkcji. Latem wzrost wyhamował.
6. **Rekord sprawności: 35,5%** (LONGi, tandem perowskit-krzem, VII 2026) — powyżej limitu dla pojedynczego złącza krzemowego.
7. **Baterie: 1 100 $/kWh (2010) → 108 $/kWh (2025)**; pakiety do magazynów stacjonarnych **70 $/kWh** (−45% w rok). Pierwszy raz pakiety do aut <100 $/kWh.
8. **Kompletny magazyn sieciowy w Chinach: ~73–76 $/kWh** (BNEF 2025; CNESA H1 2026) — a domowy magazyn w Polsce 2 000–3 500 zł/kWh, czyli ~8–14× więcej niż pakiet ogniw.
9. **Ale lit się odbił:** ogniwa LFP 314 Ah +22% w pół roku (0,30 → 0,365 RMB/Wh), węglan litu ×3 od V 2025. Krzywa uczenia to nie linia prosta.
10. **Chińska turbina wiatrowa: ~0,3–0,4 mln $/MW vs zachodnia 1,0–1,2 mln $/MW.** Siemens Gamesa straciła 4,3 mld € w jednym roku (FY2023).
11. **IRENA: >90% nowych OZE w 2025 tańszych niż najtańsza nowa elektrownia kopalna**; PV 44 $/MWh, wiatr lądowy 33 $/MWh; PV od 2010 −89%.
12. **Lazard 2026: nowy atom 175–255 $/MWh vs PV 40–98 i gaz 51–129** — ale LCOE wszystkich technologii w 2026 wzrósł (kapitał, cła).
13. **Fraunhofer: PV z baterią w Niemczech (6–22,5 ct/kWh) tańsza niż nowy gaz (10,9–18,1 w GuD) i węgiel (15–29 ct).**
14. **Paradoks taniej energii:** w Niemczech w 2025 prąd z PV był wart na giełdzie tylko ~51% średniej ceny; w Polsce RCEm w kwietniu 2026 — 13 gr/kWh; rekordowo −1,43 zł/kWh w majówkę 2026.
15. **Twój dach: prąd za ~40–47 gr/kWh** (8 kWp, 5 000 zł/kWp, 25 lat) vs ~1 zł z sieci — ale sprzedajesz nadwyżki po ~30 gr. Zwrot ~10 lat; z magazynem i dotacją ~9,5 roku.

---

## 9. Sprzeczności i niepewności

1. **Ceny instalacji w PL:** źródła podają od 3 100 do 6 500 zł/kWp — różnice metodologiczne (netto/brutto, marketing porównywarek, typ falownika). kb.pl twierdzi, że ceny **wzrosły** w 2026 (+200–300 zł/kWp), inne portale — że **spadły** 8–10%. Brak rzetelnego, jawnego indeksu (typu Solar Choice) dla PL.
2. **pvXchange IX 2026:** Solarserver podaje HE 0,145 / mainstream 0,130; reduco VIII: 0,150 / 0,135 — spójne z komentarzem „ceny stygną”, ale liczby to odczyt grafiki przez pośredników.
3. **FOB Chiny XII 2025:** pv-magazine pisze „~0,10 $/W” i „+30% do 0,115 $/W” — arytmetycznie niespójne (to +15%); dołek był raczej ~0,085–0,09 $/W.
4. **Konsolidacja polikrzemu** — głośno zapowiadana, ale ceny polikrzemu w 2026 spadały (nadpodaż). Wzrost cen modułów wynikał raczej ze srebra, VAT i dyscypliny produkcyjnej niż z polikrzemu.
5. **Mój Prąd 7.0 vs „Przydomowe Magazyny Energii”** — sprzeczne informacje o programie dotacji na magazyny w 2026. Zweryfikować u NFOŚiGW.
6. **Siemens Gamesa FY2025:** jedno źródło: strata 1,36 mld €, inne „−69% strat” — różne definicje (przed/po pozycjach specjalnych).
7. **Różnica cen turbin Chiny vs Zachód:** „30–50%” (popularne) vs 60–70% (sprzęt, GreentechLead) — zależy od zakresu dostawy (z wieżą/bez, serwis, rynek).
8. **Elektrolizery:** Chiny 300–1 000 $/kW w zależności od źródła i zakresu (stack vs system).
9. **Australia:** ceny po rabacie STC (dotacja wbudowana ≈ 0,3–0,4 AUD/W) — porównując „bez dotacji” różnica z USA mniejsza, ale nadal ~2–3×.
10. **Lazard LCOS 210–292 $/MWh** dla 4h wydaje się wysoki na tle IRENA (4h BESS 140 $/kWh) — to koszt na MWh oddanej energii, nie na kWh pojemności; nie mylić jednostek.
11. **Fraunhofer atom** — w obiegu błędny odczyt „13–48 €/MWh”; poprawnie **13,6–49,0 ct/kWh** (136–490 €/MWh).
12. **LCOE domowej PV (moje obliczenia)** zależą mocno od założenia autokonsumpcji i ceny prądu; RCE godzinowa (nowi prosumenci od VII 2024) w godzinach produkcji może być niższa niż RCEm → realna wartość eksportu dla nowych prosumentów prawdopodobnie <0,30 zł/kWh.