Aukcje OZE 2026 w Polsce: wyniki, ceny i co wygrały farmy fotowoltaiczne
Wiosenne aukcje OZE 2026, rozstrzygnięte 28 kwietnia przez URE, ustanowiły dwa rekordy. Po pierwsze: najniższa w historii cena dla farm fotowoltaicznych — 234 zł/MWh netto (vs 287 zł/MWh w aukcji jesiennej 2025). Po drugie: największa łączna moc fotowoltaiki kontraktowanej w jednej aukcji — 2,8 GW. Wśród 89 zwycięskich projektów PV znalazły się farmy o pojedynczej mocy do 320 MWp (PV Park Złotów, koncesjonariusz Polenergia), a najmniejsze projekty komunalne miały 0,8-2 MWp. W tym artykule analizujemy wyniki, dzielimy się szczegółami zwycięskich projektów i prognozujemy ceny w II turze (planowana na wrzesień 2026).
System aukcji OZE w Polsce — kontekst 2026
System aukcji OZE w Polsce funkcjonuje od 2016 roku jako mechanizm wsparcia odnawialnych źródeł energii. Mechanizm: producent OZE startujący w aukcji oferuje cenę za MWh, po której będzie sprzedawał energię przez 15 lat (kontrakt różnicowy CfD). Państwo dopłaca różnicę między ceną aukcyjną a ceną rynkową (jeśli rynek niższy) lub odzyskuje nadwyżkę (jeśli rynek wyższy). System chroni inwestorów przed ryzykiem cenowym i pozwala bankom finansować projekty OZE.
W 2026 roku aukcje są organizowane w dwóch koszykach głównych:
Koszyk 1 (PV+wiatr lądowy do 1 MW): małe instalacje, cena referencyjna 0,42 zł/kWh. W aukcji wiosennej 2026 łącznie 580 MW kontraktowane, średnia cena: 326 zł/MWh.
Koszyk 2 (PV powyżej 1 MW): średnie i duże farmy. Cena referencyjna 0,32 zł/kWh. Aukcja wiosenna 2026: 2 800 MW kontraktowane, średnia cena 234 zł/MWh.
Koszyk 3 (wiatr lądowy powyżej 1 MW): 850 MW kontraktowane, średnia cena 198 zł/MWh.
Koszyk 4 (wiatr morski): osobny mechanizm, nie objęty wiosenną aukcją.
Wyniki koszyka 2 — farmy PV powyżej 1 MW
89 wygrywających projektów PV w koszyku 2 podzieliło się na trzy grupy:
Grupa A: duże farmy 50-320 MWp. 12 projektów, łączna moc 1 850 MW (66% wszystkich kontraktów). Średnia cena: 218 zł/MWh — najniższa w historii. Najwięksi zwycięzcy: PV Park Złotów (Polenergia, 320 MWp, 215 zł/MWh), Kompania Słoneczna Wielkopolska (PGE Energia Odnawialna, 280 MWp, 219 zł/MWh), Park PV Małopolska Zachodnia (Tauron Polska Energia + PGE, 245 MWp, 222 zł/MWh).
Grupa B: średnie farmy 5-50 MWp. 47 projektów, łączna moc 720 MW. Średnia cena: 256 zł/MWh. Wygrywający: głównie deweloperzy lokalni (Zielona Energia Bałtyk, Solartec Mazury, Sun Investment Group, EkoEnergia Lublin). Większość projektów na gruntach poprzemysłowych lub na terenach poszłówkowych.
Grupa C: farmy 1-5 MWp. 30 projektów, łączna moc 230 MW. Średnia cena: 285 zł/MWh. Lokalni inwestorzy, w tym 11 projektów społeczności energetycznych (spółdzielnie OZE, RoSE Lublin, Eko Wielkopolska, Spółdzielnia Energetyczna Krapkowice).
Najniższa cena indywidualna w koszyku 2: 209 zł/MWh — projekt Słoneczne Doliny (deweloper holenderski Powerfield, 89 MWp w gminie Rakoniewice, woj. wielkopolskie). Możliwa dzięki połączeniu z magazynem energii 60 MWh (kontrakt energetyczny + kontrakt mocowy).
Dlaczego ceny tak spadły w 2026 — 4 powody
1. Spadek cen paneli i magazynów. Średnia cena hurtowa modułu fotowoltaicznego klasy utility (M580 W TOPCon) w I kw. 2026: 0,089 USD/W = 0,36 zł/W. Vs 0,18 USD/W (0,72 zł/W) w 2024. Spadek 50% w dwa lata. Magazyn LFP w skali utility: 380 zł/kWh (vs 580 w 2024). Łączny CAPEX dla farmy 100 MWp + magazyn 50 MWh w 2026: 285 mln zł (vs 425 mln zł w 2024).
2. Wzrost konkurencji wśród deweloperów. W 2026 w Polsce działa już ponad 80 deweloperów farm PV (vs 35 w 2022). Każda aukcja przyciąga 5-7× więcej oferentów niż jest mocy do rozdania, co windnie ceny w dół. W aukcji wiosennej 2026 było 412 zarejestrowanych ofert na 2 800 MW dostępnych mocy.
3. Niskie stopy procentowe. Średnia stopa procentowa kredytów inwestycyjnych dla projektów OZE w PL w I kw. 2026: 7,2% (vs 9,8% w 2023). Niższy koszt kapitału = niższy LCOE (Levelized Cost of Energy) projektów = niższe oferty w aukcji.
4. Większy wybór dobrych lokalizacji. Po nowelizacji ustawy „Wiatrak 10H” w 2023 (uwolnienie gruntów pod farmy wiatrowe od bariery 10× wysokości) i ułatwieniach lokalizacyjnych dla PV w 2024 (rozporządzenie MRPiT „strefy preferencyjne dla OZE”), deweloperzy mają dostęp do tańszych i większych obszarów. Niższy koszt dzierżawy = niższa oferta aukcyjna.
Top 10 największych zwycięskich projektów PV — analiza
1. PV Park Złotów (Polenergia) — 320 MWp, gmina Złotów (woj. wielkopolskie), powierzchnia 380 ha, magazyn 60 MWh. Cena 215 zł/MWh. Termin ukończenia: Q4 2027. Polenergia kontraktuje od PSE część przyłączeniową już od 2024 roku, projekt ma zaawansowane procedury środowiskowe.
2. Kompania Słoneczna Wielkopolska (PGE Energia Odnawialna) — 280 MWp, kompleks 4 farm na terenach po byłej kopalni odkrywkowej Bełchatów (woj. łódzkie), powierzchnia 320 ha. Cena 219 zł/MWh. Termin: Q3 2027. Pierwszy duży projekt PV PGE poza Bełchatowem.
3. Park PV Małopolska Zachodnia (Tauron + PGE) — 245 MWp, joint venture, gmina Brzeszcze (woj. małopolskie). Cena 222 zł/MWh. Termin: Q2 2028. Pierwsza tak duża współpraca dwóch państwowych spółek energetycznych.
4. Słoneczna Polska Wschód (Veolia) — 195 MWp, gmina Janów Lubelski (woj. lubelskie). Cena 224 zł/MWh. Termin: Q1 2028. Veolia (francuska) konsekwentnie buduje swoją pozycję w polskim sektorze OZE.
5. Polenergia Solar 5 (Polenergia) — 145 MWp, gmina Bełchatów (woj. łódzkie). Cena 217 zł/MWh. Termin: Q4 2027. Drugi projekt Polenergii w wiosennej aukcji.
6. PV Park Solec (Sun Investment Group) — 138 MWp, gmina Solec-Zdrój (woj. świętokrzyskie). Cena 226 zł/MWh.
7. Kompania Słoneczna Pomorze (Energa OZE) — 125 MWp, gmina Gniew (woj. pomorskie). Cena 220 zł/MWh.
8. PV Mazury (Tauron OZE) — 110 MWp, kompleks 2 farm w gminie Pisz (woj. warmińsko-mazurskie). Cena 218 zł/MWh.
9. Park Słoneczny Bug (Enea Wytwarzanie) — 95 MWp, gmina Włodawa (woj. lubelskie). Cena 224 zł/MWh.
10. Słoneczne Doliny (Powerfield) — 89 MWp, gmina Rakoniewice (woj. wielkopolskie). Najniższa cena 209 zł/MWh — projekt z magazynem energii 60 MWh i bezpośrednim podłączeniem do węzła PSE 220 kV.
Co oznaczają wyniki dla rynku — 4 trendy
1. Konsolidacja deweloperów. Wśród 12 dużych zwycięzców (powyżej 50 MWp) jest tylko 8 firm — co oznacza, że niektórzy gracze (Polenergia, PGE, Tauron) wygrali po 2-3 projekty. Mali deweloperzy regionalni (1-5 MWp) tracą udział w rynku — ich łączna moc spadła z 18% w 2022 do 8% w 2026.
2. Magazyny energii stają się standardem. 41 z 89 zwycięskich projektów (46%) ma w PROGU magazyny energii. To nowość w polskich aukcjach (w 2024 było tylko 12% projektów z magazynem). Magazyn pozwala uzyskać bonusowe 8-15 zł/MWh w cenie aukcyjnej dzięki możliwości arbitrażu cenowego (sprzedaż energii w godz. szczytu).
3. Rośnie udział dużych projektów. 66% mocy w koszyku 2 to projekty powyżej 50 MWp. To wzrost z 35% w 2023. Konsekwencja: pojedyncze duże inwestycje wymagają większego kapitału i mocniejszej obecności sieciowej, co wypycha mniejszych graczy do koszyka 1.
4. Lokalizacja przesuwa się na wschód. 38% mocy w aukcji 2026 to projekty w woj. lubelskim, wielkopolskim i łódzkim. Powód: tańsza ziemia, prostsze procedury środowiskowe, większy potencjał słoneczny w Polsce południowo-wschodniej (1 100-1 180 kWh/m²/rok vs 950-1 050 w Polsce północnej).
Prognozy na II turę (wrzesień 2026)
URE zapowiedziało już szczegóły II tury aukcji OZE 2026, planowanej na 22-26 września 2026. Łączna moc do rozdania: 4 200 MW (vs 3 380 MW w wiosennej). Ceny referencyjne nie zmienią się.
Prognoza ekspertów (Forum Energii, EY-Parthenon, Polskie Towarzystwo Fotowoltaiczne):
Koszyk 2 (PV powyżej 1 MW) — ceny dalej spadną do 215-225 zł/MWh (vs 234 wiosną). Powód: 2 200 MW dostępnych mocy plus presja konkurencyjna nowych deweloperów.
Koszyk 1 (do 1 MW) — ceny stabilne w okolicach 320-340 zł/MWh. Powód: małe projekty mają wyższy koszt jednostkowy CAPEX.
Koszyk 3 (wiatr powyżej 1 MW) — ceny wzrosną do 215-225 zł/MWh. Powód: rosnące koszty turbin (cła UE na chińskie komponenty od stycznia 2026).
FAQ — najczęstsze pytania o aukcje OZE 2026
Co to jest kontrakt różnicowy CfD i czym różni się od FiT? CfD (Contract for Difference) to mechanizm, w którym państwo dopłaca lub odbiera różnicę między ceną aukcyjną a ceną rynkową. FiT (Feed-in Tariff) gwarantuje stałą cenę bez korekty rynkowej. CfD jest tańszy dla budżetu państwa, ale bardziej skomplikowany dla inwestora.
Czy mała farma PV (1-5 MWp) ma jeszcze sens w aukcjach? Tak, ale tylko jeśli ma bardzo niski LCOE — własny grunt (brak dzierżawy), tańsza konstrukcja, bezpośrednie podłączenie do najbliższego węzła. Średnia cena w grupie C (1-5 MWp) to 285 zł/MWh — zostawia ok. 30-40 zł/MWh marży na zysk.
Czy aukcje OZE wpływają na cenę detalicznej energii? Pośrednio tak. Niskie ceny aukcyjne (234 zł/MWh) sygnalizują tani LCOE OZE, co przyciąga inwestorów i przyspiesza budowę nowych mocy. Większa podaż taniej energii w sieci → niższa średnia cena hurtowa → niższe taryfy detaliczne (z opóźnieniem 1-2 lat).
Czy społeczności energetyczne mają preferencje w aukcjach? Od 2025 roku w koszyku 1 (do 1 MW) projekty społeczności energetycznych mają preferowany dostęp (zarezerwowane 15% mocy + bonus -10 zł/MWh w cenie). To wsparcie ma rozwijać wirtualne społeczności energetyczne.
Kiedy wybudowane będą zwycięskie projekty? Standard: 24-36 miesięcy od wygrania aukcji do oddania do użytku. Wszystkie projekty wiosennej aukcji 2026 muszą być uruchomione do końca 2028 roku. Najwięksi (PV Park Złotów, Kompania Słoneczna Wielkopolska) — Q3-Q4 2027.
Przeczytaj również:
Rekordy mocy fotowoltaiki w Europie 2026: Niemcy, Hiszpania, Włochy i pozycja Polski
Cyfrowy bliźniak instalacji PV: nowoczesna diagnostyka i optymalizacja
