Jeden gigawat leży na stole. Pięć prostych decyzji, które mogą go odblokować [OPINIA]

W tym roku stanęły pierwsze turbiny na naszej farmie w Nowogródku Pomorskim. Docelowo będzie ich 13, o łącznej mocy 28,6 MW. To dobra wiadomość, ale pełny obraz kształtuje się następująco: od podpisania pierwszych umów lokalizacyjnych do montażu turbin minęło ponad 15 lat. W pierwotnych założeniach projekt przewidywał realizację inwestycji o mocy 56,1 MW, składającej się łącznie z 17 turbin wiatrowych.

Niestety, w związku ze zmianami otoczenia regulacyjnego oraz koniecznością spełnienia kolejnych wymagań wynikających z przepisów dotyczących lokalizacji elektrowni, zakres projektu musiał być zweryfikowany i ostatecznie zredukowany do 28,6 MW, aby zachować jego zgodność ze zmieniającymi się w czasie przepisami oraz utrzymać możliwość dalszego procedowania i realizacji.

W energetyce cierpliwość jest potrzebna, jednak półtorej dekady na jeden projekt, który w międzyczasie skurczył się o połowę mocy wytwórczej, nie powinno być powszechną praktyką.

Polska nie stoi w miejscu. W 2025 r. odnawialne źródła energii dostarczyły niemal jedną trzecią wyprodukowanej w kraju mocy. To jednak nie jest odpowiedź na pytanie, ile kolejnych inwestycji moglibyśmy uruchomić, gdyby ich przygotowanie przebiegało sprawniej.

Nowelizacja Prawa energetycznego z 13 marca 2026 r., której zasadnicza część weszła w życie 30 kwietnia, dała nam konkretne narzędzia. Rozszerzyła możliwość współdzielenia przyłączy o magazyny energii oraz wprowadziła elastyczne i konfigurowalne umowy przyłączeniowe.

Pozwalają one, pod określonymi warunkami, przyłączać instalacje z uzgodnionymi ograniczeniami poboru lub oddawania energii. W przypadku umów elastycznych jest to rozwiązanie w oczekiwaniu na planowaną rozbudowę i modernizację sieci. Teraz warto sprawdzić, co te możliwości oznaczają dla inwestycji, które wcześniej zostały wstrzymane.

Proponuję eksperyment – zamiast kolejnej politycznej dyskusji o barierach w branży OZE przeprowadźmy przegląd zamrożonych projektów, wykorzystując możliwości nowych przepisów. W ramach koordynowanego przez Ministerstwo Energii projektu inwestorzy zgłosiliby przedsięwzięcia wraz z dokumentacją i wskazanymi w niej przeszkodami, które zatrzymały ich realizację.

Operatorzy sieci i właściwe urzędy ponownie oceniliby te przypadki i sprawdzili, czy wcześniejszą odmowę przyłączenia można zastąpić nową ofertą, wykorzystującą uwolnione moce przyłączeniowe, istniejącą infrastrukturę sieciową – np. poprzez współdzielenie elementów układu wyprowadzenia mocy lub stacji elektroenergetycznej – albo wsparcie projektu magazynem energii.

Sprawdzono by przy tym nie tylko techniczne i formalne możliwości realizacji, lecz także to, czy proponowane warunki pozwalają inwestorowi sfinansować i zbudować instalację.

Postawmy temu badaniu konkretny cel. Załóżmy, że chcemy w ciągu roku odblokować projekty, z których może powstać łącznie ok. 1 GW nowych mocy wytwórczych. Nie chodzi o ponowne wpisanie ich do planów, lecz o usunięcie przeszkód potwierdzone odpowiednimi decyzjami lub umowami. Państwo ma tu do zrobienia zarazem wiele i jednocześnie niewiele – doprowadzić do tego, aby uchwalone rozwiązania były rzeczywiście stosowane, instytucje współpracowały z inwestorami, a inwestorzy otrzymywali wykonalne warunki działania. Taki przegląd pokazałby, ile potencjału wytwórczego można uwolnić już teraz, a gdzie nadal potrzebne są zmiany prawa lub rozbudowa infrastruktury.

Skąd mowa o 1 GW mocy? W Eurowind Energy w połowie 2024 r. mieliśmy 26 spraw zakończonych odmową wydania warunków przyłączenia, obejmujących łącznie 1147 MW projektów wiatrowych i fotowoltaicznych. To łączna suma mocy wskazanej we wnioskach, a nie gotowe inwestycje czekające na uruchomienie. Część projektów wymaga aktualizacji, część wymaga nowych analiz, a część może nie przejść ponownej oceny pozytywnie. Jest to jednak bardzo konkretna mapa gruntów, badań, dokumentacji i pracy, które już zostały wykonane.

Skala całego rynku jest jednak wielokrotnie większa. W 2025 r. operatorzy wydali 4897 odmów, a suma mocy we wszystkich negatywnie rozpatrzonych wnioskach wyniosła 107 GW. Urząd Regulacji Energetyki słusznie zastrzega, że część wniosków może dotyczyć tych samych projektów składanych w różnych wariantach i nie można traktować 107 GW jak kolejki gotowych elektrowni OZE, ale można uznać, że wyłonienie z tej puli jednego gigawata, który z zamrażarki trafiłby do realizacji, jest realne.

Do takiego przeglądu powinny trafić projekty, których inwestor potrafi wykazać rzeczywiste zaawansowanie – prawo do terenu, postęp prac planistycznych i środowiskowych, wiarygodny harmonogram prac oraz gotowość do poniesienia kosztów przyłączenia projektu do sieci.

Operator nie musiałby badać ponownie wszystkiego. Przeliczałby dojrzałe projekty z wykorzystaniem narzędzi, których wcześniej nie było lub których nie stosowano powszechnie – ograniczonej mocy eksportu, elastycznego przyłączenia, etapowania, współdzielenia przyłącza i dołączenia magazynu.

Po stronie inwestora powinien być za to obowiązek dostarczenia aktualnego profilu pracy instalacji i zaakceptowania technicznych ograniczeń, jeżeli są konieczne dla bezpieczeństwa systemu energetycznego.

Nie chodzi o automatyczne cofanie odmów ani o uprzywilejowanie wybranych inwestorów. Chodzi o sprawdzenie, czy projekt zatrzymany w poprzednich warunkach legislacyjnych lub z powodu nieprzejrzystych interpretacji przepisów może jednak otrzymać wykonalną propozycję przyłączenia do sieci.

Taki przegląd powinien również pokazać, czego wciąż brakuje – gdzie wystarczy uzgodnić sposób stosowania nowych przepisów, gdzie przeszkodą jest brak jednoznacznej i przejrzystej wykładni obowiązujących zasad, a gdzie potrzebna jest kolejna zmiana prawa. Dlatego obok szybszych przyłączeń proponuję ułatwienia w modernizacji działających farm oraz uporządkowanie procedur środowiskowych.

Dziś odmowa bywa dla inwestora informacją, że w wybranym punkcie nie ma pełnej mocy, o przyłączenie której wystąpił. Tymczasem odpowiedź "nie ma 100 MW" nie oznacza, że nie da się przyłączyć na przykład 60 MW, dopuścić okresowego ograniczania produkcji albo zwiększać moc etapami wraz z rozbudową sieci energetycznej.

Nowe przepisy stworzyły podstawy dla bardziej elastycznych i modyfikowalnych umów. Urząd Regulacji Energetyki, Polskie Sieci Elektroenergetyczne i najwięksi operatorzy dystrybucyjni powinni uzgodnić jeden katalog wariantów oraz wspólne wzory dokumentów. Przed wydaniem odmowy operator przedstawiałby możliwe alternatywy albo wykazywał, dlaczego żadna z nich nie jest bezpieczna.

W katalogu powinny znaleźć się na przykład – niższa moc gwarantowanego eksportu, przyłączenie z prawem do czasowego ograniczania, etapowe zwiększanie mocy, wariant komercyjny oraz współdzielenie przyłącza.

Nie wszystkie z tych propozycji będą opłacalne dla każdego projektu, co jest normalne. Bank i inwestor potrafią wycenić ograniczenie produkcji albo dodatkowe koszty, jednak nie potrafią sfinansować wieloletniej niepewności i odpowiedzi, z której nie wynika żadna dalsza droga.

Cable pooling, czyli współdzielenie jednego przyłącza przez kilka instalacji, ma w Polsce szczególny sens. Wiatr i słońce mają różne profile produkcji, a magazyn może przejąć część nadwyżek wyprodukowanej energii. Dzięki temu ta sama infrastruktura pracuje więcej godzin, bez podnoszenia maksymalnej mocy oddawanej do sieci.

Pierwszy cały rok działania tego mechanizmu pokazał jednak, że do pełnego wykorzystania potencjału rzeczonego rozwiązania jest jeszcze daleka droga. W 2024 r. wykonano 12 współdzielonych przyłączy i podpisano 49 umów.

Złożono 130 wniosków, wydano warunki dla 62 instalacji i 47 odmów przyłączenia. To dowód na to, że jest zainteresowanie inwestorów tym rozwiązaniem, ale procedura nadal nie jest stosowana na szeroką skalę.

Ułatwieniami byłyby również jeden wzór wniosku i umowy u wszystkich dużych operatorów, uproszczona ponowna analiza wtedy, gdy łączny limit eksportu do sieci się nie zwiększa oraz jasna ścieżka dodawania magazynu do istniejącego przyłącza. Ustawa sieciowa otworzyła tę drogę, a teraz trzeba ją przełożyć na identyczną praktykę w całym kraju.

To także zmiana o niewielkim koszcie publicznym. Układy sterowania, magazyny i dostosowanie instalacji finansuje inwestor. Państwo powinno natomiast ujednolicić reguły i pilnować, by nie były różnie interpretowane w każdym obszarze sieci.

Najbardziej efektywny projekt często nie zaczyna się na nowym polu, lecz na już działającej farmie. Są tam drogi, przyłącze, stacja, wieloletnie pomiary i społeczność, która zna daną inwestycję. Nowoczesne turbiny mogą przy mniejszej liczbie urządzeń wytwarzać więcej energii niż starsze egzemplarze.

Rozporządzenie z 2026 r. pozwala, pod określonymi warunkami, zwiększyć moc istniejącej instalacji o maksymalnie 30 procent bez uzyskiwania nowej decyzji środowiskowej. Według Ministerstwa Klimatu i Środowiska to ułatwienie może skrócić proces inwestycyjny o co najmniej pół roku, jednak nie znosi ono wymogów odległościowych. Starsza turbina stojąca bliżej niż 700 metrów od zabudowy mieszkaniowej może nadal legalnie pracować, ale zwiększenie jej mocy pozostaje ograniczone. Samo uproszczenie procedury środowiskowej nie wystarczy więc, by umożliwić modernizację takich lokalizacji.

Potrzebna jest punktowa zmiana ustawy odległościowej dla istniejących lokalizacji. Repowering mógłby być oceniany na podstawie rzeczywistego oddziaływania, jeżeli nie zwiększa się liczba turbin, nowe osie nie zbliżają się do zabudowy, normy hałasu pozostają spełnione, a wpływ środowiskowy nie jest większy niż dotychczas. Gmina i mieszkańcy muszą zachować udział w procedurze. Nie proponuję więc furtki bez kontroli, lecz rozsądną ścieżkę dla terenów już zagospodarowanych energetycznie.

Ochrona przyrody nie jest barierą. Barierą jest nieprzewidywalność, czyli sytuacja, w której podobny projekt może być oceniany inaczej w zależności od regionu albo sposobu interpretacji przepisów. Dobrym przykładem jest reguła 700 metrów. Problem pojawia się szczególnie przy starszych planach miejscowych, które często wyznaczały duży teren przeznaczony pod energetykę wiatrową, zanim znana była dokładna lokalizacja poszczególnych turbin wiatrowych.

W praktyce powstaje wtedy pytanie: czy w procedurze środowiskowej 700 metrów należy mierzyć od granicy całego terenu wskazanego w planie, czy od konkretnej lokalizacji turbiny, znanej już na etapie tego postępowania.

To nie jest akademicki spór. W dwóch rozwijanych przez Eurowind Energy projektach o łącznej mocy przekraczającej 100 MW turbiny zostały zaplanowane w odległości co najmniej 700 metrów od zabudowy, ale problemem pozostaje sposób interpretacji zapisów starszych planów miejscowych.

Podobne spory pojawiają się również poza naszymi projektami. W jednej ze spraw rozpatrywanych w 2026 r. sam generalny dyrektor ochrony środowiska wskazał, że przepisy przejściowe nie określają wprost sposobu pomiaru odległości i wymagają uzupełnienia poprzez wykładnię innych przepisów ustawy. Jeżeli dla inwestycji liczonej w dziesiątkach megawatów kluczowe znaczenie ma dopiero taka interpretacja, to znaczy, że system wymaga jasnego sprecyzowania.

Dlatego właśnie potrzebna jest jedna, publicznie dostępna metodyka Generalnej Dyrekcji Ochrony Środowiska, stosowana przez wszystkie oddziały Regionalnej Dyrekcji Ochrony Środowiska.

Powinna ona wyjaśniać na konkretnych przykładach sposób pomiaru odległości na poszczególnych etapach inwestycji, zasady oceny oddziaływania na gatunki chronione, zakres analizy oddziaływań skumulowanych oraz stosowania środków minimalizujących. Tam, gdzie problemu nie da się rozwiązać wspólną praktyką administracji, potrzebna jest punktowa zmiana prawa.

Warto również uporządkować podejście do kompensacji przyrodniczej. Najpierw należy unikać oddziaływania na środowisko, następnie je minimalizować, ale w przypadkach, w których prawo dopuszcza realizację inwestycji mimo pozostającego wpływu, powinien istnieć jasny standard aktywnej i mierzalnej kompensacji.

Ochrona przyrody nie powinna sprowadzać się do wyboru między pełną zgodą a odmową, jeżeli istnieją rozwiązania pozwalające skutecznie zabezpieczyć chronione gatunki i siedliska.

W dłuższej perspektywie warto też wrócić do samej zasady 700 metrów. Zamiast traktować sztywny promień jako podstawową miarę bezpieczeństwa każdej inwestycji, większą rolę powinny odgrywać jej rzeczywiste parametry: poziom hałasu, lokalne uwarunkowania.

Środowiskowe i faktyczne oddziaływanie konkretnej turbiny. W Europie nie ma jednego modelu: część państw łączy minimalne odległości z oceną oddziaływania, inne mocniej opierają decyzje na normach akustycznych. Kierunek powinien być jednak ten sam – decyzja oparta na mierzalnym wpływie inwestycji, a nie wyłącznie na jednym administracyjnym parametrze.

Nie oznacza to jednocześnie obniżania standardów ochrony środowiska. Przeciwnie – standard powinien być wysoki, ale również przewidywalny. Inwestor, mieszkańcy, samorząd i organ ochrony środowiska powinni od początku wiedzieć, jakie kryteria będą stosowane i jakie dane będą rozstrzygające przy realizacji inwestycji.

Zaproponowane rozwiązanie nie oznacza, że w ciągu roku zyskamy 1 GW energii z OZE. Realny cel jest inny – w 12 miesięcy przenieść projekty o łącznej mocy co najmniej 1 GW z kategorii "odmowa lub proceduralny impas" do "warunki, umowa i wiarygodny harmonogram".

Rozbudowa sieci pozostaje konieczna i będzie kosztowna. Nie może być jednak wymówką dla słabego wykorzystania tego, co już mamy. Jeden gigawat dodatkowej mocy nie pojawi się sam z siebie, lecz może zostać odblokowany dzięki kilku decyzjom organizacyjnym i punktowym zmianom prawa. Prywatny kapitał zrobi resztę, o ile dostanie przejrzyste warunki działania.

Polska nie przespała całej transformacji energetycznej. Straciła jednak okno, w którym lądowy wiatr mógł rozwijać się szybciej i bardziej równomiernie. Nie odzyskamy tych lat, ale możemy za to nie stracić następnego gigawata zielonej energii.

***

Małgorzata Szambelańczyk kieruje działalnością Eurowind Energy w Polsce i od ponad 20 lat pracuje przy rozwoju, budowie oraz eksploatacji projektów OZE.