Po długich miesiącach pełnych nadziei w obszarze energii odnawialnej, pojawił się moment, który zaskoczył zarówno ekspertów, jak i inwestorów. Najświeższe dane za pierwszy miesiąc roku ukazują tendencje, które nie tylko wstrzymują dotychczasowy progres, ale także poddają w wątpliwość przyszłość jednego z najprężniej rozwijających się segmentów rynku. Co spowodowało to gwałtowne spowolnienie i jakie mogą być jego implikacje dla branży oraz gospodarki?
Jeśli ktoś opracowywał plan biznesowy dla farmy wiatrowej, uwzględniając średnią produkcję prądu przez wiatraki w Polsce w minionych latach, a następnie tę farmę wybudował, to w bieżącym roku nie jest w komfortowej sytuacji. Po wielu latach mamy normalną, mroźną zimę, chwilami słoneczną i okazuje się, że wraz z niskimi temperaturami ubyło wiatru. I to zauważalnie. Styczeń corocznie był najlepszym miesiącem, kiedy turbiny obracały się jak w żadnym innym miesiącu, jednak w tym roku wygląda to źle. Biznes wiatrowy jest nieprzewidywalny, co potwierdziły w ostatnich latach duże inwestycje w Szwecji.
W styczniu zeszłego roku przeciętny wiatrak w Polsce wytworzył 310 MWh prądu na jednostkę zainstalowanej mocy 1 MW, czyli dawał efektywnie prąd przez 310 godzin. Przewyższały go wydajnością jedynie elektrownie na węgiel brunatny, których produkcja 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 elektrowniom na węgiel brunatny (20,8 proc.).
Czytaj też: Kamienie milowe w energetyce przekroczone. Nowe dane PSE
Rok wcześniej sytuacja w styczniu była jeszcze lepsza, ponieważ na 1 MW mocy wiatraków przypadało 333 MWh wyprodukowanej energii elektrycznej, a udział w systemie wyniósł 21,2 proc. I nie były to jedyne dwa wyjątkowe lata. W styczniu 2023 r. 295 MWh na 1 MW mocy, w 2022 r. — aż 366 MWh, czyli rekord. Słaby był styczeń 2021 r. z 203 MWh, ale rok wcześniej w 2020 r. przyniósł 318 MWh.
Inwestorzy budujący farmę wiatrową słusznie oczekują więc największego zysku ze sprzedaży wytworzonej energii właśnie w styczniu, dobry bywał również grudzień i luty. Jednak tej zimy właściciele takich farm gorzko się rozczarowali. Bowiem surowa okazała się tym razem zima i jak się okazuje, wiąże się to ze znacznie mniejszą wietrznością.
Sroga zima dała mniej wiatru
Mimo że w ciągu 12 miesięcy (od listopada 2024 r. do listopada 2025 r.) przybyło 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 jedynie 14,2 proc. A luty wcale nie prezentuje się lepiej, a wręcz gorzej, ponieważ do 6 lutego udział wiatru w polskim miksie energetycznym wynosi zaledwie 13,1 proc. Grudzień 2025 r. także był słaby z 13,9 proc. Wygląda na to, że ta zima okaże się stratna, co wpłynie na rezultaty całego roku. Chyba że tym razem wiosna okaże się rekordowa.
Na każde 1 MW mocy przeciętnego wiatraka przypadało w styczniu br. skromne 219 MWh wyprodukowanej energii elektrycznej, a tu gorszy wynik odnotowały już tylko elektrownie gazowe z 118 MWh, no i naturalnie słoneczne z 23 MWh. Gazowe pełnią w systemie rolę rezerwy mocy uzupełniającą m.in. braki OZE lub umożliwiające systemowi absorbowanie nadwyżek z OZE (wtedy są wyłączane), więc zwykle nie pracują zgodnie ze swoimi możliwościami, a panele słoneczne mają zimą niewystarczającą ilość światła.
HtmlCode
Nieco lepiej niż w poprzednim roku operowało słońce w styczniu, ale przekłada się to jedynie na 3,5 proc. prądu w systemie w porównaniu do 2,7 proc. rok wcześniej. Należy przy tym uwzględnić aż 18-procentowy wzrost mocy fotowoltaicznych w Polsce w 2025 r. (listopad do listopada).
Szwecja przykładem negatywnym
To, jak wymagający jest biznes wiatrakowy, ilustruje przykład Szwecji. W latach 2024–2025 zarejestrowano szereg raportów o trudnościach i restrukturyzacjach farm wiatrowych. Zbyt niskie ceny prądu w umowach 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. Niemal bankructwo dotknęło również największą farmę w Szwecji położoną na wietrznym płaskowyżu na południe od koła podbiegunowego Markbygden Ett, dysponującą 179 wiatrakami, których budowa wyniosła 800 mln euro.
Problem polegał na tym, że w przypadku braku wiatru, park nadal miał prawny obowiązek dostarczania energii, ponieważ zawarł kontrakty długoterminowe — relacjonuje serwis Energyconnects. Te z kolei stanowiły zabezpieczenie dla banków przy uzyskiwaniu finansowania. W efekcie, po wzroście cen prądu po inwazji Rosji na Ukrainę, zmienna produkcja wiatraków wymuszała dokupywanie energii na rynku, aby wypełnić kontrakt (dostawy określonej ilości energii). Energia rynkowa była droga, a w kontrakcie ustalono niskie ceny. Koszty wzrastały, a przychody malały. Analogiczny problem dotknął Aldermyrberget Park, który podpisał umowę długoterminową z firmą górniczą Boliden AB.
Raporty (m.in. Bloomberga) potwierdzają, że farma wciąż funkcjonuje, lecz operator rozważa w przyszłości sprzedaż aktywów. Straty historyczne szacowane są na setki milionów euro w latach 2021–2023, ale po restrukturyzacji spółka kontynuuje działalność z ustabilizowaną strukturą kapitałową.
W 2024 r. cały szwedzki sektor OZE odnotował łączne straty o wartości 2,6 mld zł. Sektor wiatrowy w Szwecji okazał się bezbronny wobec normalnych warunków rynkowych bez dotacji. Liczne przedsiębiorstwa podkreślały, że założona w biznesplanach produkcja nie jest realizowana. Wiatr nie poddaje się życzeniom inwestorów.
Prądu mniej o 29 proc. na wiatrak
Również w Polsce tegoroczny styczeń pokazuje, jak ryzykowny jest biznes wiatrakowy. Produkcja w przeliczeniu na jednostkę mocy jest przecież mniejsza o 29 proc. rdr (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, udzielając finansowania na tego rodzaju projekty, potrzebują konkretnych danych.
Dodatkowo, z perspektywy całego systemu energetycznego, wiatraki i fotowoltaika generują koszty związane z niestabilnością działania. Jeżeli produkują zbyt dużo energii, konieczne jest wyłączanie innych, stabilnych elektrowni, aby uniknąć nadmiernej nadwyżki mocy. Nadwyżkę można co prawda kompensować podłączonymi do wiatraków lub paneli magazynami energii, które oddadzą prąd, gdy wiatr osłabnie lub słońce przestanie świecić, ale nie zniweluje to spadków mocy. W tym celu należy utrzymywać w systemie rezerwę w postaci elastycznych elektrowni gazowych. Te z kolei pobierają opłaty za czas przestoju.
Czytaj też: Dogrywka na rynku mocy rozstrzygnięta. 53 oferty zapewnią ponad 4 tys. MW
W zeszłym roku na rynek mocy przeznaczono około 6,4 mld zł, a zgodnie z oceną skutków regulacji nowelizacji ustawy o rynku mocy rocznie w kolejnych latach będzie na ten cel wydawane 8,5-9 mld zł. Te sumy pokryjemy w rachunkach za energię. To koszt niestabilności odnawialnych źródeł i utrzymywania rezerwy głównie elektrowni gazowych, pracującej na ułamek swoich możliwości.
Autor: Jacek Frączyk, redaktor Business Insider Polska
Dziękujemy, że przeczytałaś/eś nasz artykuł do końca. Bądź na bieżąco! Obserwuj nas w Google.