Od strategii do realiów. Co blokuje zieloną transformację w Polsce?

EnergyON Summit to jedno z największych wydarzeń biznesowych poświęconych transformacji energetycznej i dekarbonizacji przemysłu w Europie Środkowo-Wschodniej. Poprzednie edycje, znane jako H2POLAND i NetZero Energy, wyrobiły sobie opinię miejsca, w którym dialog między sektorem energetycznym, przemysłem, nauką i administracją przekłada się na codzienność nas wszystkich.

W tym roku na sześciu scenach wystąpi łącznie 150 prelegentów w 90 panelach, power speech i warsztatach. W targach weźmie udział 4500 uczestników reprezentujących 11 krajów.

Ton całemu wydarzeniu nadał Robert Wielicki, prezes Grupy MTP, który podczas otwarcia wyznaczył szerokie ramy dla całej dyskusji:

– Transformacja energetyczna przestała być dzisiaj wyłącznie projektem klimatycznym. Stała się jednym z kluczowych wyzwań geopolitycznych, przemysłowych i strategicznych.

Jacek Bogusławski, członek zarządu Województwa Wielkopolskiego, przypomniał, że Poznań i Wielkopolska nie są przypadkowym miejscem dla takich rozmów. Transformacja energetyczna to w przypadku tego regionu nie abstrakcja, lecz codzienna rzeczywistość gospodarcza.

– Kierunek transformacji energetycznej jest słuszny i konieczny, ale narzędzia muszą być elastyczne. Polska i Wielkopolska mają inną strukturę energetyczną niż inne kraje Unii Europejskiej – powiedział, wskazując, że skuteczna transformacja musi opierać się na lokalnych zasobach i kompetencjach, nie na kopiowaniu rozwiązań z zewnątrz.

W branży energetycznej mówi się o local content, czyli udziale lokalnych firm, pracowników i komponentów w realizacji wielkich inwestycji. Chodzi o to, by pieniądze z tych projektów zostawały w polskiej gospodarce. Bogusławski zręcznie połączył to z wielkopolską tradycją pracy organicznej, czyli żmudnego budowania dobrobytu oddolnie, przez gospodarkę i edukację. – To jest praca organiczna. My to mamy [w Wielkopolsce – przyp. red] już od ponad stu lat. Mamy to we krwi – mówił.

Wtórował mu obecny na wydarzeniu wiceminister klimatu i środowiska Krzysztof Bolesta. Jego zdaniem Europa, w tym Polska, stoją dziś przed wyborem między dwiema pułapkami: uzależnieniem od importu paliw kopalnych albo uzależnieniem od importowanych technologii zeroemisyjnych.

Wyjście z tej pułapki jest jedno – zbudowanie własnych kompetencji przemysłowych.

– Musimy wytyczyć w Europie własną drogę opartą o nisko- i zeroemisyjność, z tym o czym mówiono, czyli local content, pracą organiczną, pracą u podstaw – powiedział Krzysztof Bolesta.

Ta praca u podstaw zaczęła się już kilka minut później na panelach dyskusyjnych. Co cieszyło się największym wzięciem ekspertów branżowych i słuchaczy?

A chociażby magazyny energii. Zanim przejdę jednak do omówienia poświęconego im panelu, w kilku słowach postaram się wyjaśnić, czym w ogóle są te elementy infrastruktury energetycznej.

Wyobraźmy sobie gigantyczny powerbank, który ładuje się wtedy, gdy słońce świeci najmocniej albo wiatr wieje z pełną siłą, a oddaje energię do sieci wieczorem, kiedy miliony ludzi wracają do domu i włączają wszystko naraz. Właśnie do tego służą magazyny energii i bez nich zielona transformacja pozostanie projektem na papierze. Albo pozostanie nieefektywna. Na jedno wychodzi.

Problem w tym, że postawienie takiego obiektu wymaga dziś przebrnięcia przez gąszcz pozwoleń, decyzji środowiskowych, umów dzierżawy gruntu i niestandardowych norm przeciwpożarowych, zanim projekt w ogóle trafi na biurko analityka bankowego.

Jest więc sporo przeszkód. A pieniądze na magazyny energii są – i to duże. Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej zatwierdził 180 umów na projekty z Funduszu Modernizacyjnego, a w ramach Krajowego Planu Odbudowy realizowane są dwa wielkie projekty o mocy powyżej 400 megawatów i pojemności powyżej 1500 megawatogodzin.

Wszystkie muszą być rozliczone do końca 2028 roku. Ireneusz Konarski, dyrektor ds. Wsparcia Transformacji Energetycznej w PKO BP SA, na panelu dotyczącym magazynów energii przypomniał statystykę, która tłumaczy, po co w ogóle ten pośpiech. Otóż w minionym roku energii, której nie udało się zmagazynować, wystarczyłoby do zasilenia ponad pół miliona gospodarstw domowych.

Publiczne pieniądze pokrywają jednak tylko część kosztów takich inwestycji. Reszta musi pochodzić z kredytu bankowego, i tu zaczynają się schody.

– Banki finansują cash flow z akceptowalnym ryzykiem. Ta technologia musi wygenerować ten cash flow – powiedział Ireneusz Konarski, precyzyjnie opisując logikę, która rządzi decyzjami kredytowymi.

Zanim magazyn energii zacznie zarabiać, musi najpierw powstać, a to oznacza lata formalności, negocjacji i niepewności prawnej.

Skąd magazyn energii bierze pieniądze? Kupuje prąd tanio, gdy jest go za dużo, i sprzedaje drogo, gdy zaczyna go brakować. Do tego dochodzą kontrakty z operatorem sieci, który płaci za samą gotowość do działania w razie potrzeby, oraz wynagrodzenia za stabilizowanie sieci, gdy ta zaczyna pracować nieregularnie. Brzmi prosto, ale w praktyce te przychody są trudne do przewidzenia na piętnaście lat do przodu, a właśnie tyle bank musi mieć przed oczami, zanim podpisze umowę kredytową.

Anita Szemraj, Senior Associate w praktyce Energetyki i Infrastruktury kancelarii CMS, wymieniła kolejne warstwy tego wyzwania. Tytuł prawny do nieruchomości, decyzje administracyjne, pozwolenia budowlane, umowy na generalne wykonawstwo, serwisowanie instalacji. Jednym z wciąż nierozwiązanych problemów pozostaje także… bezpieczeństwo przeciwpożarowe, które w Polsce nadal nie jest ustandaryzowane.

– To zależy od lokalnej decyzji, bo nie ma sztywnego standardu – powiedziała, podkreślając, że taki stan rzeczy sam w sobie jest ryzykiem, które bank musi wycenić.

Wniosek z tej dyskusji? Należy uprościć przepisy administracyjne, ustandaryzować normy przeciwpożarowe i zbudować stabilne modele przychodowe, które przekonają banki.

Wodór to najprostszy i najobficiej występujący pierwiastek we wszechświecie, ale na Ziemi prawie nie znajdziemy go w czystej postaci, bo natychmiast łączy się z innymi pierwiastkami. Najczęściej właśnie z tlenem, tworząc wodę.

Żeby go wydobyć, trzeba go wyprodukować. Dziś robi się to głównie z gazu ziemnego, tyle że to nie jest rewolucja ekologiczna. Rewolucja zaczyna się wtedy, gdy do produkcji wodoru używa się energii elektrycznej z wiatru lub słońca. Prąd zasila elektrolizer, czyli urządzenie, które rozszczepia cząsteczki wody na wodór i tlen. Wodór można potem wtłoczyć do zbiornika, przewieźć ciężarówką albo rurociągiem, no i spalić tam, gdzie potrzeba. Zazwyczaj w hucie, elektrociepłowni, ciężarówce czy na statku. To właśnie zielony wodór jest przedmiotem politycznych ambicji całej Europy.

Unia Europejska wyznaczyła cel, że do 2030 roku przemysł ma korzystać z wodoru odnawialnego w 42 proc. swojego zapotrzebowania. Większość ekspertów uważa, że to nierealne. Dlaczego? Po pierwsze, przez regulacje unijne, którym mało kto w Polsce może sprostać. Wspólnota przez ostatnią dekadę budowała coraz bardziej rozbudowany system regulacji wodorowych. Najpierw powstała Europejska Strategia Wodorowa, potem dyrektywa RED III, która precyzuje, co w ogóle można nazwać zielonym wodorem. Wymogi są rygorystyczne. Chodzi m.in. o to, żeby energia użyta do produkcji wodoru rzeczywiście pochodziła z OZE i była wytworzona specjalnie na ten cel, a nie pobrana z ogólnej sieci.

Do tego dochodzi Industrial Accelerator Act, który wymaga europejskiego pochodzenia kluczowych komponentów elektrolizerów, żeby zbudować niezależny przemysł wodorowy niepodatny na zakłócenia w łańcuchach dostaw z Azji. W praktyce oznacza to, że większość polskich instalacji przemysłowych nie jest w stanie spełnić tych wymogów w żadnym sensownym terminie.

Właśnie o tym rozmawiano podczas okrągłego stołu "Od hydrogen-ready do hydrogen-on: czego potrzebuje polski przemysł, aby realnie wykorzystywać wodór", moderowanego przez Beatę Superson-Polowiec z kancelarii Polowiec i Wspólnicy.

Piotr Mikusek, dyrektor Biura Regulacji Grupy Azoty, powiedział wprost to, o czym wielu mówi tylko w kuluarach.

– Równie dobrze UE mogłaby wskazać, że przemysł chemiczny ma produkować w 2030 roku F35. To jest mniej więcej taki sam poziom oderwania od rzeczywistości – ocenił cel 42 proc. Jego zdaniem Polska musi najpierw odpowiedzieć sobie na pytanie, czego w ogóle chce od gospodarki wodorowej i gdzie leżą jej przewagi konkurencyjne.

Po drugie, przez brak infrastruktury. Polska nie ma sieci rurociągów do przesyłu wodoru. GAZ-SYSTEM, spółka odpowiedzialna za przesył gazu ziemnego w Polsce, dysponuje tysiącami kilometrów rurociągów i ma kompetencje, żeby zbudować analogiczną sieć dla wodoru. Problem w tym, że rurociąg buduje się dla konkretnych odbiorców i konkretnych wolumenów.

Paweł Sęk, zastępca dyrektora Pionu Transformacji Energetycznej GAZ-SYSTEM S.A., opisał błędne koło, w którym tkwi polska gospodarka wodorowa.

– Potrzebujemy jasnych informacji. Odbiorcy nie wiedzą ile, bo nie wiedzą, jak wdrażać. Producenci nie wiedzą, jak rozwijać produkcję, bo nie wiedzą, ile mają produkować – wyjaśniał dobitnie Sęk.

Producenci czekają na odbiorców, odbiorcy czekają na infrastrukturę, a infrastruktura czeka na decyzję, kto pierwszy wykona ruch.

Po trzecie wreszcie, przez boleśnie odczuwalny brak… popytu. Dominika Niewierska z ORLEN S.A. przyznała wprost, że technicznie wykonalne jest kilka procent udziału wodoru odnawialnego w przemyśle, nie 42 proc. Przemysł chemiczny, rafineryjny czy stalowy nie jest dziś gotowy na masowe wdrożenie wodoru, bo wymaga to przebudowy instalacji, które powstawały przez dekady pod kątem zupełnie innych paliw.

Rodzima gospodarka wodorowa tkwi więc w miejscu. Regulacje są zbyt rygorystyczne, infrastruktury nie ma, a popyt dopiero raczkuje. Przepisy unijne wyznaczają kierunek, ale tempo i narzędzia są oderwane od polskich realiów. Zanim cokolwiek ruszy, Polska musi najpierw odpowiedzieć sobie na pytanie, czego właściwie chce od wodoru.

Drugim ważnym słowem pierwszego dnia poznańskich targów poświęconych transformacji energetycznej był, obok local content, termin bankowalność.

To hasło, które w języku polskim właściwie nie istnieje, lecz w branży energetycznej – i na EnergyON Summit 2026 – robi zawrotną karierę. Oznacza po prostu tyle, że projekt jest skonstruowany w taki sposób, iż bank jest w stanie go sfinansować. I chce to zrobić. Nie chodzi o to, czy pomysł jest dobry, technologia obiecująca albo cel szczytny. Chodzi tylko o to, czy projekt wygeneruje przewidywalny strumień przychodów wystarczający do spłaty kredytu. Jeśli tak, jest bankowalny. Jeśli nie, pozostaje w sferze marzeń, niezależnie od tego, ile unijnych dotacji za nim stoi. I właśnie o tym, dlaczego tak wiele projektów wodorowych wciąż nie spełnia tego kryterium, rozmawiano podczas panelu "Bankowalność w sektorze wodorowym", którego gospodarzem była Żaneta Kłostowska.

Prowadząca zaczęła od prostego pytania: czy projekty wodorowe są dziś w ogóle finansowane przez banki? Odpowiedź ekspertów była zgodna: tak, ale w bardzo określonych warunkach. Łukasz Kałużny,współzałożyciel JK-Kancelarii, entuzjasta OZE i uważny obserwator rynku energetycznego, wyjaśnił, kiedy bank powie tak.

Projekty wodorowe są bankowalne w bardzo specyficznych warunkach, to znaczy wtedy, kiedy mamy komplementarne źródła OZE dostępne dla danego przedsiębiorcy i kiedy przedsiębiorca wykorzystuje wodór w taki sposób, że to nie jest jego produkt finalny sprzedawany na zewnątrz, ale pomaga mu w prowadzeniu głównego biznesu.

Innymi słowy, bank chętniej pożyczy pieniądze firmie, która robi zielony wodór dla siebie, niż tej, która chce go sprzedawać na nieistniejącym jeszcze rynku.

Łukasz Kałużny wskazał również na barierę, o której rzadko mówi się publicznie. Polskie prawo traktuje elektrolizer jako budowlę, a nie urządzenie techniczne. To z pozoru drobna różnica klasyfikacyjna, ale w praktyce oznacza 2 proc. podatku od nieruchomości naliczanego od pełnej wartości instalacji rocznie. Przy wartości elektrolizera rzędu 160 mln zł – a takie też się trafiają – to kilka milionów złotych podatku rocznie, zanim projekt wypracuje jakikolwiek zysk. Do tego dochodzi niestabilność prawa podatkowego. Przepisy w Polsce potrafią zmienić się radykalnie w ciągu kilku lat, a projekt wodorowy trwa, przykładowo, lat piętnaście.

Ale nawet jeśli projekt przejdzie przez gąszcz formalności i podatków, zostaje najtrudniejsze pytanie ze wszystkich: kto kupi ten wodór i po ile? Szymon Byliński, dyrektor Biura Rozwiązań Transformacji Energetycznej PKO BP SA, zwrócił uwagę na fundamentalny problem, który odróżnia wodór od innych sektorów energetycznych.

– Rynek wodoru nie funkcjonuje jako rynek. Wodór jest wykorzystywany tam, gdzie jest produkowany. Zasady podaży i popytu nie mogą się rozwinąć.

Bez działającego rynku bank nie ma na czym oprzeć prognozy przychodów. – Jeżeli są projekty, które będą robione w taki sposób, że inwestuję, ale już mam odbiorcę, to te przychody są w zasadzie pewne. Powinien być ktoś, kto odbierze ten wodór – powiedział, wskazując, że długoterminowa umowa z odbiorcą to dziś warunek konieczny, żeby w ogóle usiąść z bankiem do rozmowy.

Pierwszy dzień EnergyON Summit 2026 pokazał, że polska transformacja energetyczna to nie jeden wielki projekt, lecz dziesiątki równoległych rozmów, w których ludzie muszą podejmować często bardzo istotne decyzje bez gotowych odpowiedzi.

Znaków zapytania jest wiele, ale jest też powód do ostrożnego optymizmu. Polska należy wszak do nielicznych krajów, gdzie energetyka wodorowa w ogóle zaistniała, gdzie powstają pierwsze instalacje, toczą się spory o podatki i prawo, a przy stole siedzą ludzie, którzy mówią wprost, co nie działa.