Materiał powstał we współpracy z firmą VORTEX ENERGY
Rynek energii nadal funkcjonuje przy niepełnej jasności co do docelowych ram strategicznych. Jak w takich warunkach budować strategię inwestycyjną?
Z perspektywy firmy, nawet przy niepełnej jasności po stronie docelowych ram strategicznych, można podejmować racjonalne decyzje inwestycyjne, jeśli punktem wyjścia są trwałe potrzeby systemu. Na polskim rynku trzeba jednocześnie zapewnić konkurencyjną kosztowo, niskoemisyjną energię oraz bezpieczeństwo dostaw. Dlatego budujemy portfel oparty na lądowych elektrowniach wiatrowych, magazynach energii i szczytowych jednostkach gazowych. Uważamy taki model za racjonalny kosztowo i dobrze odpowiadający na wyzwania systemowe.
Gaz to nadal paliwo emisyjne i to głównie z importu…
Gaz jest paliwem emisyjnym i w dużej mierze importowanym, to fakt. Tyle że w przypadku jednostek szczytowych nie mówimy o źródłach pracujących w podstawie, lecz o źródłach interwencyjnych, uruchamianych przez ograniczoną liczbę godzin w roku. Ich rola polega nie na zastępowaniu OZE, ale na stabilizowaniu systemu wtedy, gdy odnawialne źródła i magazyny nie są w stanie samodzielnie pokryć potrzeb. Jeśli patrzeć na cały układ łącznie, to zdecydowaną większość energii mają dostarczać OZE, a gaz ma pełnić rolę uzupełniającą.
To jest kluczowy temat dla zapewnienia ciągłości i bezpieczeństwa dostaw do systemu energetycznego. Jak widzicie rozwój projektów gazowych?
Decyzję o rozwoju projektów gazowych podjęliśmy pod koniec 2024 r., a w grudniu 2025 r. wygraliśmy aukcję mocy dla dwóch projektów o mocy ok. 350 MW każdy. Są one zlokalizowane w gminie Pelplin na północy Polski oraz w Makowisku na Podkarpaciu. Te gminy odpowiednio wcześnie opracowały swoją politykę inwestycyjną co umożliwiło nam rozpoczęcie współpracy, która jak dotąd przebiega bardzo sprawnie i profesjonalnie – zarówno władz, jak i pracowników urzędów. To bardzo ważne, że udaje się prowadzić partnerski dialog z lokalnymi społecznościami, ponieważ równolegle rozwijamy także kolejne projekty, choć ich komercjalizacja będzie zależała od warunków rynkowych i regulacyjnych. Kluczowe znaczenie ma tu rynek mocy, ponieważ to on daje przewidywalność przychodów niezbędną do podejmowania decyzji inwestycyjnych i pozyskiwania finansowania.
Ale obecny rynek mocy się kończy …
To oczywiście zwiększa dziś niepewność, ale zakładamy, że rynek mocy będzie kontynuowany bo jest obiektywnie potrzebny z punktu widzenia realizacji celów Państwa. Dotychczasowe doświadczenia z jego funkcjonowania stwarzają dobrą podstawę do projektowania nowych mechanizmów, które z jednej stronypowinny adresować realne potrzeby systemowe, a z drugiej - uwzględniać uwarunkowania inwestorów, którzy mają te projekty finansować i realizować.
A jakiego rodzaju wsparcia oczekujecie?
Wyzwania systemu są dziś inne niż dekadę temu. Nie chodzi już wyłącznie o bilans mocy, ale o stabilność systemu w warunkach rosnącego udziału niesterowalnych OZE, stopniowego wycofywania części aktywów węglowych i oczekiwania na energetykę jądrową. Dlatego nowe mechanizmy wsparcia będą wpływały nie tylko na sam miks technologiczny, ale też na skalę, lokalizację, elastyczność i parametry techniczne nowych inwestycji.
To ma znaczenie fundamentalne, bo czym innym jest system oparty na kilku dużych jednostkach, a czym innym system z większą liczbą mniejszych źródeł szczytowych, zlokalizowanych bliżej centrów odbioru. Te modele różnią się nie tylko kosztowo, ale także pod względem odporności, elastyczności i możliwości sterowania. Dlatego parametry nowych mechanizmów powinny być znane odpowiednio wcześnie. Rozwój takich projektów trwa latami, również ze względu na procesy pozwoleniowe.
A wspominane magazyny energii?
Również w nie inwestujemy, rozwijając je często w formule projektów hybrydowych, łączonych z lądowymi farmami wiatrowymi. W ostatnich latach dokonał się w tym obszarze bardzo duży postęp technologiczny, który przełożył się na wzrost gęstości mocy i wyraźny spadek kosztów. Magazyny bardzo dobrze odpowiadają na potrzeby bilansowania krótkoterminowego, zwłaszcza w cyklu dobowym i wewnątrzdobowym. Przy dłuższych okresach niskiej generacji z OZE nadal potrzebne są jednak źródła dyspozycyjne. I tu gaz pozostaje dziś de facto główną realnie dostępną ścieżką budowy nowych mocy dyspozycyjnych w większej skali, w relatywnie krótkim czasie i przy zachowaniu możliwości finansowania.
Na rynku jest problem z dostępnością nowych turbin gazowych. To przekłada się na cenę. Widzicie ten problem?
Tak, widzimy ten problem. Dostępność nowych turbin gazowych, czy silników tłokowych jest dziś ograniczona, a przy bardzo wysokim popycie globalnym przekłada się to zarówno na dłuższe terminy dostaw, jak i wyższe ceny. Trzeba jednak pamiętać, że rozwój takich projektów i tak trwa latami, również ze względu na procesy pozwoleniowe, więc dla inwestycji rozpoczynanych dziś horyzont po 2030 r. jest w praktyce czymś naturalnym.
To pokazuje, że mechanizmy wsparcia powinny być projektowane z uwzględnieniem realiów rynku urządzeń, który jest cykliczny i podlega znacznym wahaniom podaży oraz cen. W obecnej, dynamicznej sytuacji geopolitycznej ta zmienność może być jeszcze większa. Z punktu widzenia Państwa i inwestorów ważne jest więc, aby nie wymuszać w jednym momencie zakupu bardzo dużych wolumenów nowych mocy w okresie najwyższych cen, lecz tworzyć ramy, które pozwalają planować inwestycje z odpowiednim wyprzedzeniem i reagować na zmieniające się warunki rynkowe. Taka przewidywalność jest istotna również dla dostawców technologii, ponieważ ułatwia im planowanie produkcji i rozwijanie zdolności wytwórczych w dłuższym horyzoncie.
W kontekście wojny na Bliskim Wschodzie pojawią się pytania o zasadność importu gazu ziemnego, a w tym samym czasie przestawiamy naszą energetykę z węgla na gaz…
Moim zdaniem mówienie o prostym zastępowaniu węgla gazem jest nietrafne. W energetyce nie działa to jak mechaniczna podmiana jednej technologii na drugą. Polska nadal opiera produkcję energii głównie na węglu i trudno dziś zakładać, że w krótkim horyzoncie zostanie on zastąpiony jednym, innym źródłem. To będzie proces rozłożony w czasie, wynikający z naturalnego wycofywania części aktywów węglowych oraz ograniczonych możliwości budowy nowych jednostek tego typu.
Gaz nie jest technologią, która ma przejąć rolę węgla wprost. Jest raczej elementem modelu, który ma pozwolić utrzymać bezpieczny i racjonalny kosztowo system w warunkach rosnącego udziału OZE i stopniowego spadku znaczenia węgla. Nie mówimy więc o prostym zastępowaniu krajowego węgla dużym wolumenem importowanego gazu, lecz o wykorzystaniu relatywnie ograniczonych ilości paliwa tam, gdzie system potrzebuje elastyczności i stabilności.
Przejdźmy do rozwoju OZE. Czy w Polsce jest jeszcze miejsce na budowę nowych elektrowni wiatrowych?
Tak, zdecydowanie. Polska nadal ma duży potencjał rozwoju lądowej energetyki wiatrowej. Jeżeli patrzeć na podstawowe uwarunkowania techniczne i regulacyjne, przede wszystkim odległość od zabudowy mieszkaniowej, to całkowity potencjał teoretyczny można dziś szacować na około 60 GW razem z obecnie zainstalowanymi ok. 11 GW.
Oczywiście realny potencjał jest niższy. Trzeba przecież uwzględnić akceptację społeczną, dostępność sieci oraz uwarunkowania środowiskowe związane m. in. z siedliskami czy trasami migracji zwierząt. Nie wszystkie społeczności lokalne będą zainteresowane rozwojem takich projektów i to również należy brać pod uwagę z pełnym szacunkiem. Dlatego w praktyce zakładałbym, że realny potencjał to 30 GW. Przy takiej skali mówimy o potencjale produkcji sięgającym nawet 90 TWh energii rocznie. Dla porównania, obecne krajowe zużycie netto energii elektrycznej to około 160 TWh.
Ile kosztuje wytworzenie MWh z wiatru?
Przedział 250–300 zł za MWh wydaje się dziś rozsądnym punktem odniesienia, choć wiele zależy od jakości projektu i lokalizacji. W najlepszych lokalizacjach w Polsce współczynniki wykorzystania mocy przekraczają 40 proc., co przekłada się nawet na 3500 godzin pracy rocznie z mocą zainstalowaną. To jest bardzo konkurencyjna kosztowo energia i dlatego, kierując się względami ekonomicznymi, powinniśmy w pierwszej kolejności wykorzystywać właśnie ten potencjał.
A fotowoltaika?
Od dłuższego czasu ograniczamy naszą aktywność w tym segmencie. W Polsce energii z PV jest już bardzo dużo, a w godzinach największej produkcji, zwłaszcza około południa, jej podaż bywa większa niż bieżące możliwości wykorzystania przez odbiorców. Efektem są niskie ceny energii właśnie wtedy, gdy instalacje produkują najwięcej, co w naturalny sposób obniża opłacalność nowych projektów, obiektywnie poniżej oczekiwań.
Tylko jak to wszystko bilansować, aby nie nakładać większych kosztów systemowych, które przekładają się na wysokość naszego rachunku za prąd?
Trzeba tu rozróżnić dwa zjawiska, które często wrzuca się do jednego worka. Pierwsze to bilansowanie handlowe konkretnego źródła, czyli korygowanie błędów prognozy produkcji albo skutków awarii. To nie dotyczy wyłącznie OZE, choć w ich przypadku ma większe znaczenie ze względu na zależność od pogody.
Co ważne, te koszty już dziś są co do zasady ponoszone przez właścicieli takich aktywów. Źródła OZE kupują usługę bilansowania handlowego od wyspecjalizowanych podmiotów rynkowych i płacą za nią na warunkach komercyjnych. Obecnie mówimy zwykle o koszcie rzędu kilkunastu złotych za MWh, choć zależy to od technologii, lokalizacji i profilu produkcji. Wraz ze wzrostem udziału OZE w systemie te koszty prawdopodobnie będą rosły.
A co z szerszym kosztem utrzymania bezpieczeństwa systemu przy rosnącym udziale OZE?
To już inna kategoria. Dotyczy zapewnienia stabilnej pracy całego systemu: odpowiedniego bilansu mocy, sterowalności, odporności na zakłócenia oraz zdolności przesyłu energii z miejsc wytwarzania do miejsc odbioru. To finansujemy poprzez rynek mocy, systemy wsparcia i nakłady inwestycyjne operatorów sieciowych, w tym odpowiednie składniki taryf.
Można prowadzić akademicką dyskusję, jaka część tych wydatków jest dodatkowym kosztem transformacji, a jaka po prostu naturalnym kosztem rozwoju nowoczesnego systemu energetycznego. Z praktycznego punktu widzenia ważniejsze jest jednak coś innego. To są już dziś bardzo duże i robiące wrażenie kwoty, ale mieszczą się w skali całego rynku energii, którego roczna wartość w Polsce wynosi około 150 mld zł.
To gdzie jest dziś najważniejsze wyzwanie z perspektywy rynku?
Wracając do początku naszej rozmowy, musimy rozwijać tanią energię odnawialną, ale równocześnie tak projektować mechanizmy mocowe, rozwój sieci i zasady rynku energii, żeby koszty utrzymania systemu pozostawały na racjonalnym poziomie. W naszej ocenie model inwestycji oparty na lądowej energetyce wiatrowej, magazynach energii i źródłach gazowych ma dziś najlepsze parametry kosztowe i systemowe. Ale taki model wymaga nie tylko trafnych decyzji projektowych i technicznych, lecz także takich ram regulacyjnych, które obniżają koszt kapitału, zwiększają konkurencję i pozwalają prowadzić inwestycje w sposób szybszy oraz bardziej przewidywalny. I tu dochodzimy do kwestii, która ma dziś fundamentalne znaczenie dla lądowej energetyki wiatrowej, czyli permittingu, rozumianego jako cały proces uzyskiwania decyzji administracyjnych, środowiskowych i pozwoleń niezbędnych do budowy farmy wiatrowej.
Co zatem należałoby zmienić, aby rozwój lądowej energetyki wiatrowej w Polsce był szybszy, prostszy i bardziej przewidywalny?
Potrzebujemy bardziej partnerskiego podejścia do lądowej energetyki wiatrowej jako technologii, która jest Polsce realnie potrzebna, bo dostarcza tanią energię. Jeżeli projekt ma akceptację społeczności lokalnej, to punktem wyjścia powinno być poszukiwanie rozwiązań umożliwiających jego realizację w sposób odpowiedzialny. Kluczowa jest przewidywalność procesu, bo to ona obniża koszt kapitału i skraca ścieżkę inwestycyjną. Powinniśmy postawić sobie za cel, aby permitting dla lądowej energetyki wiatrowej trwał w Polsce tyle, ile w najbardziej sprawnych państwach OECD, czyli 2-3 lat, a nie 5-7, jak bywa dziś.
Najlepiej widać to w obszarze decyzji środowiskowych. Potrzebujemy podejścia, w którym celem jest równoważenie ochrony przyrody i rozwoju potrzebnej infrastruktury. Zależy nam na wypracowaniu praktyki współpracy nastawionej na środki mitygujące, rozwiązania projektowe i wykorzystanie dostępnych narzędzi technologicznych. Wiele innych krajów przeszło przez podobne wyzwania skutecznie, więc nie jest to obszar nierozwiązywalny.
Osobnym obszarem są ograniczenia wojskowe i lotnicze. Nie chodzi o ich osłabianie, lecz o większą przejrzystość, spójność i wcześniejsze komunikowanie wymagań. Bardzo zależy nam na wspólnej pracy ze strukturami wojskowymi nad rozwiązaniami godzącymi obiektywne wymogi obronności i konieczność budowy infrastruktury i elementów taniego i bezpiecznego systemu elektroenergetycznego.
Materiał powstał we współpracy z firmą VORTEX ENERGY
