Po wielu miesiącach pełnych nadziei w branży energetyki odnawialnej, nadszedł moment, który zdziwił zarówno ekspertów, jak i inwestorów. Najświeższe dane za pierwszy miesiąc roku ukazują tendencje, które nie tylko wstrzymują dotychczasowy progres, ale poddają w wątpliwość przyszłość jednego z najprężniej rozwijających się segmentów rynku. Co leży u podstaw tego niespodziewanego spowolnienia i jakie mogą być jego implikacje dla sektora i gospodarki?
Jeśli ktoś tworzył plan biznesowy farmy wiatrowej i uwzględniał przeciętną produkcję energii elektrycznej przez wiatraki w Polsce w poprzednich latach, a następnie tę farmę postawił, to w tym roku nie jest zadowolony. Mamy po latach typową, chłodną zimę, momentami słoneczną i okazuje się, że wraz z mrozem zmalała siła wiatru. I to znacznie zmalała. Styczeń co roku był najlepszym okresem, kiedy turbiny obracały się jak w żadnym innym okresie, ale w tym roku wygląda to źle. Biznes wiatrowy jest nieprzewidywalny, co doświadczyły w ostatnich latach duże inwestycje w Szwecji.
W styczniu zeszłego roku standardowy wiatrak w Polsce wytworzył 310 MWh energii na jednostkę zainstalowanej mocy 1 MW, czyli dostarczał efektywnie prąd przez 310 godzin. Przewyższały go efektywnością wtedy tylko elektrownie na węgiel brunatny, których produkcja z przeliczona według efektywności 100 proc. (średnia sprawność elektrowni na węgiel brunatny w Polsce to 39,3 proc. według Agencji Rynku Energii) wynosiła 370 godzin. Wiatraki w Polsce dostarczyły wtedy aż 20 proc. energii w systemie, równając się z elektrowniami na węgiel brunatny (20,8 proc.).
Czytaj też: Kamienie milowe w energetyce przekroczone. Nowe dane PSE
Rok wcześniej było jeszcze korzystniej w styczniu, ponieważ na 1 MW mocy wiatraków przypadało 333 MWh wyprodukowanej energii elektrycznej, a udział w systemie sięgnął 21,2 proc. I nie były to wyjątkowe dwa lata. W styczniu 2023 r. 295 MWh na 1 MW mocy, w 2022 r. — aż 366 MWh, czyli rekord. Kiepski był styczeń 2021 r. z 203 MWh, ale rok wcześniej w 2020 r. przyniósł 318 MWh.
Stawiający farmę wiatrową zasadnie oczekują zatem na największy zysk ze sprzedaży wyprodukowanej energii właśnie w styczniu, dobry okazywał się też grudzień i luty. No ale tej zimy właściciele takich farm gorzko się rozczarowali. Bo surowa okazała się tym razem zima i jak się okazuje przekłada się to na dużo mniejszą wietrzność.
Sroga zima dała mniej wiatru
Mimo że w ciągu 12 miesięcy (od listopada 2024 r. do listopada 2025 r.) doszło według danych ARE 2,3 proc. mocy wiatrowych w polskiej energetyce, to zamiast 20 proc. energii w systemie jak w 2025 r. wiatraki dostarczyły w styczniu tylko 14,2 proc. A luty wcale nie jest lepszy, a nawet gorszy, bo do 6 lutego udział wiatru w polskim miksie energetycznym wynosi jedynie 13,1 proc. Grudzień 2025 r. również był słaby z 13,9 proc. Wychodzi na to, że ta zima pójdzie na marne, co znajdzie odzwierciedlenie na wynikach całego roku. Chyba że tym razem to wiosna okaże się przełomowa.
Na każdy 1 MW mocy standardowego wiatraka przypadało w styczniu br. zaledwie 219 MWh wytworzonej energii elektrycznej, a tu gorszy wynik miały już tylko elektrownie gazowe z 118 MWh, no i naturalnie słoneczne z 23 MWh. Gazowe działają w systemie jako rezerwa mocy uzupełniająca m.in. braki OZE lub umożliwiające systemie umieszczenie nadwyżek z OZE (wtedy się je wyłącza), więc zwykle nie pracują zgodnie ze swoimi możliwościami, a panele słoneczne mają zimą za mało światła.
HtmlCode
Nieco lepiej niż rok temu świeciło w styczniu, ale skutkuje to tylko 3,5 proc. prądu w systemie w porównaniu do 2,7 proc. rok wcześniej. Trzeba przy tym uwzględnić aż 18-procentowy przyrost mocy fotowoltaicznych w Polsce w 2025 r. (listopad do listopada).
Szwecja przykładem negatywnym
Jak wymagający jest biznes wiatrakowy, pokazuje przykład Szwecji. W latach 2024–2025 zanotowano szereg raportów o trudnościach i restrukturyzacjach farm wiatrowych. Zbyt niskie ceny energii elektrycznej w kontraktach długoterminowych okazały się nie do udźwignięcia dla farm wiatrowych.
Czytaj też: Polska bije kolejne rekordy. Pierwsza taka sytuacja w historii
W minionym roku zbankrutowała mała farma Kalix Wind z ośmioma turbinami o łącznej mocy 11 MW oraz większa Aldermyrberget Park z 17 turbinami o mocy 72 MW. Bliska bankructwa była jednak też największa farma w Szwecji usytuowana na wietrznym płaskowyżu na południe od koła podbiegunowego Markbygden Ett dysponująca 179 wiatrakami, których budowa pochłonęła 800 mln euro.
Problem polegał na tym, że gdy nie było wiatru, park nadal miał obowiązek prawny dostarczania energii, bo zawarł kontrakty długoterminowe — relacjonuje serwis Energyconnects. Te były natomiast z kolei zabezpieczeniem dla banków dla otrzymania finansowania. W rezultacie po wzroście cen prądu po inwazji Rosji na Ukrainę, zmienna produkcja wiatraków powodowała konieczność dokupywania energii na rynku, żeby spełnić kontrakt (dostawy określonej ilości energii). Energia rynkowa była droga, a w kontrakcie uwzględniono ceny niskie. Koszty rosły, a przychody nie. Identyczny problem miał Aldermyrberget Park, który podpisał umowę długoterminową z firmą górniczą Boliden AB.
Raporty (m.in. Bloomberga) potwierdzają, że farma nadal funkcjonuje, ale operator rozważa w przyszłości sprzedaż aktywów. Straty historyczne są szacowane w setkach milionów euro w latach 2021–2023, ale po restrukturyzacji spółka kontynuuje działalność z ustabilizowaną strukturą kapitałową.
W 2024 r. cały szwedzki sektor OZE miał łączne straty o wartości 2,6 mld zł. Sektor wiatrowy w Szwecji okazał się niewrażliwy na standardowe warunki rynkowe bez subwencji. Wiele firm zgłaszało, że założona w biznesplanach produkcja nie jest osiągana. Wiatr nie jest posłuszny życzeniom inwestorów.
Prądu mniej o 29 proc. na wiatrak
Również w Polsce tegoroczny styczeń demonstruje, jak niepewny jest biznes wiatrakowy. Produkcja w przeliczeniu na jednostkę mocy jest przecież mniejsza o 29 proc. rok do roku (219 MWh na megawat mocy w porównaniu do 310 MWh rok wcześniej). A i ceny prądu zmalały (508 zł za MWh na rynku dnia następnego w porównaniu do 654 zł rok wcześniej). A banki przyznając finansowanie na tego typu projekty, muszą dysponować precyzyjnymi danymi.
Również z perspektywy całego systemu energetycznego wiatraki i fotowoltaika generują koszty związane z niestabilnością pracy. Jeśli produkują za dużo energii, to należy wyłączać inne, stabilne elektrownie, żeby nie było zbyt dużej nadwyżki mocy. Nadwyżkę można wprawdzie kompensować podłączonymi do wiatraków lub paneli magazynami energii, które oddadzą prąd, gdy wiało czy świeciło będzie już mniej, ale nie zrekompensuje się już spadków mocy. W tym celu trzeba utrzymywać w systemie rezerwę w postaci elastycznych elektrowni gazowych. Te z kolei za czas przestoju każą sobie płacić.
Czytaj też: Dogrywka na rynku mocy rozstrzygnięta. 53 oferty zapewnią ponad 4 tys. MW
W minionym roku na rynek mocy przeznaczono ok. 6,4 mld zł, a zgodnie z oceną skutków regulacji nowelizacji ustawy o rynku mocy rocznie w kolejnych latach będzie na ten cel szło 8,5-9 mld zł. Te kwoty pokryjemy w opłatach za energię. To koszt niestabilności odnawialnych źródeł i utrzymywania pracującej na ułamek swoich możliwości rezerwy głównie elektrowni gazowych.
Autor: Jacek Frączyk, redaktor Business Insider Polska
Dziękujemy, że przeczytałaś/eś nasz artykuł do końca. Bądź na bieżąco! Obserwuj nas w Google.