Spis treści
TSUE dla repolonizacji zrobił więcej niż rząd
– Kończy się era naiwnej globalizacji; czas na repolonizację gospodarki, rynku, kapitału – powiedział premier Donald Tusk 15 kwietnia 2025 roku, dając początek polityce komunikacyjnej rządu, w której takie pojęcia jak local content zaczęły zajmować kluczowe miejsce.
Niemniej znacznie łatwiej jest mówić o zwiększaniu udziału krajowych firm inwestycjach niż przekuć to na realne działania. Dlatego choć od powyższych słów premiera minął już blisko rok, to Ministerstwo Aktywów Państwowych wciąż pracuje nad zdefiniowaniem tego, co konkretnie ma oznaczać local content i jak spółki z udziałem Skarbu Państwa mają go wdrażać i według jakich kryteriów obliczać.
MAP zapowiadał, że zakomunikuje to na początku marca, ale jednak do tego nie doszło. Teraz szef resortu Wojciech Balczun obiecuje, że nastąpi to na przełomie marca i kwietnia. Z wcześniejszych zapowiedzi wynikało, że raczej nie należy oczekiwać twardych, ustawowych rozwiązań (co zapewne trudno byłoby pogodzić z prawem unijnym), a raczej coś na kształt KPI (kluczowych wskaźników efektywności), z osiągnięcia których oceniane będą zarządy państwowych spółek.
Dlatego po roku prac nad polskim local content tak naprawdę znacznie więcej dla „repolonizacji gospodarki” w praktyce zrobił wyrok Trybunału Sprawiedliwości Unii Europejskiej z października 2024 roku. TSUE wskazał w nim, że wykonawcy z państw trzecich nie mają zapewnionego dostępu do unijnego rynku zamówień publicznych. Konkretnie chodzi o państwa, które nie mają zawartych z UE zawartych umów o równoprawnym dostępie do rynku zamówień publicznych.
Wśród nich znajdują się m.in. takie kraje jak Chiny czy Turcja, które mają już długoletnią historię pozyskiwania i realizacji kontraktów na polskim rynku – z bardziej lub mniej udanym skutkiem. Przykładem tych drugich są choćby zrywane w ostatnich latach przez PSE umowy z chińskimi wykonawcami na budowę sieci przesyłowych, czy pamiętne problemy przed Euro 2012, gdy chiński COVEC zszedł z budowy odcinka autostrady między Łodzią a Warszawą.
Według danych Urzędu Zamówień Publicznych w ostatnich latach udział wykonawców z państw trzecich wyniósł odpowiednio 4,5 mld zł w 2022 roku, 1,9 mld zł w 2023 roku, a 2024 rok przyniósł skokowy wzrost do ponad 20 mld zł.
Po wyroku TSUE wykluczenia dla udziału takich podmiotów w przetargach zaczęły wprowadzać GDDKiA oraz PKP PLK, bo inwestycje drogowe i kolejowe zawsze były obszarem największego zainteresowania firm z Chin czy Turcji. Potem przyszedł też czas na największe państwowe spółki energetyczne, m.in. PGE wykluczyła podmioty z państw trzecich z przetargów na szczytowe bloki gazowe w elektrowniach Dolna Odra oraz Rybnik.
Niemniej nim to nastąpiło, to w 2025 roku doszło jeszcze do zawarcia budzących dużo emocji – zwłaszcza wśród budowlanych organizacji branżowych – umów z wykonawcami z Turcji. Najpierw w kwietniu Gaz-System zlecił konsorcjum Gap İnşaat budowę morskiej części pływającego terminala LNG (FSRU) w Gdańsku, a w lipcu Enea powierzyła Çalık Enerji budowę dwóch bloków gazowo-parowych o łącznej mocy ponad 1,3 GW w Elektrowni Kozienice. W tym drugim przypadku nastąpiło to po negocjacjach w trybie z wolnej ręki, gdyż dwa wcześniejsze przetargi skończyły się brakiem ofert.
Zarówno Gaz-System, jak i Enea broniły tych decyzji i ustawicznie zapewniają, że większość prac w ramach inwestycji zrealizują polskie firmy – w Gdańsku ponad 70%, a Kozienicach nawet 75%. Widać jednak, że politycznie jest to sprawa „wstydliwa” – gdy niedawno Enea informowała o rozpoczęciu budowy, to jednak z dosyć obszernego komunikatu, w którym m.in. podkreślana jest rola polskich firm, nie dowiemy się, jak nazywa się generalny wykonawca inwestycji za ponad 6 mld zł…
Prawo zamówień publicznych z jasną wykładnią
Wracając do samego wyroku TSUE, to rząd postanowił wzmocnić jego wydźwięk na rynku poprzez nowelizację Prawa zamówień publicznych w zakresie dotyczącym tego wyroku.
Proces legislacyjny przebiegł dosyć sprawnie. W maju przedstawiono projekt do konsultacji, a w lipcu zakończyły się prace w parlamencie – w głosowaniu przeciwko byli lub wstrzymali się od głosu tylko posłowie obu Konfederacji oraz Paweł Kukiz z Republikanów. W sierpniu nowelizację podpisał prezydent i przepisy weszły w życie 9 września.
Czy ta nowelizacja była konieczna? Wojciech Merkwa, radca prawny w kancelarii JDP, w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl ocenił, że z formalnego punktu widzenia już sam wyrok TSUE dawał zamawiającym wystarczającą argumentację do wykluczania wykonawców z państw trzecich. Jednak biorąc pod uwagę wartość rynku zamówień publicznych oraz już i tak wysoki poziom skomplikowania przepisów kształtujących ten sektor, wprowadzenie wyroku TSUE do polskich regulacji było konieczne, aby w tym temacie panowała jasność – zarówno wśród zamawiających, jak i wykonawców.
Według Ministerstwa Rozwoju i Technologii całkowita wartość rynku zamówień publicznych w 2024 roku wyniosła około 587 mld zł, z czego 330 mld zł przypadało na zamówienia podlegające pod stosowanie Prawa zamówień publicznych.
Jak tłumaczy Wojciech Merkwa, w obecnym kształcie znowelizowana ustawa przewiduje domyślnie, że podmioty z takich krajów trzecich jak Turcja czy Chiny nie mogą uczestniczyć w przetargu publicznym, o ile zamawiający nie dopuści takiej możliwości.
– Reguła wzajemności w relacjach międzypaństwowych jest rzeczą świętą. Tak długo jak takiej wzajemności brakuje ze strony państw trzecich, tak długo możliwość wykluczania pochodzących z tych krajów wykonawców można postrzegać jako dbałość o local content – zarówno w polskim, jak i unijnym znaczeniu – podkreśla Merkwa.
PGE rozstrzyga miliardowy przetarg na magazyn energii
W ostatnim czasie te przepisy znalazły zastosowanie w przypadku dużej inwestycji energetycznej, a mianowicie budowy bateryjnego magazynu energii Gryfino, planowanego przez Polską Grupę Energetyczną na około 400 MW mocy oraz 800 MWh pojemności.
Oferty w przetargu otwarto pod koniec października ubiegłego roku. Wszystkie opiewają na wyższą kwotę niż zaplanowany budżet (969 mln zł brutto), a najtaniej prace wyceniło konsorcjum spółek Spec Bau Polska oraz El Professional – na 1,14 mld zł brutto (929 mln zł netto). Ponadto zadeklarowało ono najwyższą sprawność magazynu, która wynosi 86 proc.
Drugie pod względem tych parametrów jest konsorcjum, które tworzy polski Elektrotim oraz chinskie Jiangsu Linyang Energy Storage Technology. W tym przypadku oferta opiewa na 1,16 mld zł brutto (945 mln zł netto), a sprawność magazynu na 84 proc.
Ostatnim uczestnikiem przetargu jest LG Energy Solution Wrocław, który oczekuje za budowę 1,36 mld zł brutto (1,1 mld zł netto) i deklaruje sprawność na poziomie 83,6 proc. Dla przypomnienia – ta spółka odpowiada już z budowę dla PGE magazynu energii w Żarnowcu (262 MW/981 MWh) za 1,5 mld zł brutto. Baterie na potrzeby tej inwestycji mają zostać wyprodukowane w fabryce LG w Biskupicach Podgórnych koło Wrocławia.
Zobacz więcej: PGE ma oferty na budowę magazynu energii za miliard złotych
Pod koniec lutego PGE jako najkorzystniejszą w Gryfinie wybrała ofertę konsorcjum spółek Spec Bau Polska oraz El Professional. Jednocześnie odrzuciła też drugą pod względem ceny i sprawności ofertę polsko-chińskiego konsorcjum.
PGE w odpowiedzi na pytania portalu WysokieNapiecie.pl przekazało, że odrzucenie nastąpiło zgodnie z przepisami znowelizowanego Prawa zamówień publicznych, które „pozwalają zamawiającemu na odrzucenie oferty, jeżeli została ona złożona przez wykonawcę pochodzącego z państwa trzeciego, niebędącego stroną umowy międzynarodowej, lub wspólnie z wykonawcą pochodzącym z państwa trzeciego, niebędącego stroną umowy międzynarodowej”.
Na tym sprawa jednak się nie kończy, gdyż od wyników przetargu wpłynęło odwołanie.
– Ze względu na trwającą procedurę oraz konieczność ochrony praw uczestników i prawidłowego przebiegu postępowania, nie ujawniamy szczegółów dotyczących stron ani zakresu odwołania. Termin zawarcia umowy zależy obecnie od rozstrzygnięcia Krajowej Izby Odwoławczej – przekazała enigmatycznie PGE.
Natomiast dopytywana o planowaną technologię, którą zakłada zwycięska oferta, wskazała, że przewidywane jest wykorzystanie rozwiązań Fluence Energy, czyli spółki, której kluczowymi akcjonariuszami są Siemens oraz amerykański AES.
„Dla bezpieczeństwa energetycznego państwa i ochrony infrastruktury krytycznej”
Zapytaliśmy również PGE o to, czy nie obawia się, że wykluczanie chińskich firm z przetargów może skutkować wyższymi kosztami inwestycji. Państwo Środka bezsprzecznie dominuje w globalnym przemyśle bateryjnym, więc w praktyce nawet montowane na Zachodzie magazyny energii bazują na chińskim łańcuchu dostaw.
– Grupa PGE w swojej strategii zakupowej kładzie szczególny nacisk na wzmacnianie komponentu lokalnego. Służy to zarówno wsparciu dla podmiotów prowadzących działalność na terenie Polski, Unii Europejskiej i krajów będących stroną umów o współpracy, jak i ograniczeniu ryzyka zaburzeń łańcuchów dostaw. To szczególnie istotne w kontekście realizowanych przez grupę projektów o kluczowym znaczeniu dla bezpieczeństwa energetycznego państwa i ochrony infrastruktury krytycznej – odpowiedziała nam energetyczna grupa.
– PGE aktywnie uczestniczy w pracach Zespołu ds. Udziału Komponentu Krajowego w Kluczowych Procesach Inwestycyjnych w Ministerstwie Aktywów Państwowych i w naszych kolejnych postępowaniach zakupowych będziemy stosować rozwiązania wypracowane przez ten zespół – dodała.
Warto też przypomnieć, że zaprezentowany na początku marca przez Komisję Europejską projekt Industrial Accelerator Act (IAA) przewiduje wprowadzenie wymogów dotyczących wykorzystania unijnych produktów w zamówieniach publicznych, a także w aukcyjnych systemach wsparcia inwestycji oraz programach wsparcia dla gospodarstw domowych i przedsiębiorstw.
W przypadku baterii po roku od wejścia w życie IAA bateryjne magazyny energii będą musiały być montowane w UE, a także m.in. posiadać unijne oprogramowanie – wpierw te powyżej 1 MWh pojemności, a po trzech latach wszystkie magazyny.
Dopytywaliśmy PGE, czy uważa planowane w IAA rozwiązania za słuszne, ale konkretnego stanowiska nie otrzymaliśmy. Niemniej swoją odpowiedź spółka zakończyła zdaniem „PGE stosuje obowiązujące przepisy”.
Dla przypomnienia w lutym w kontekście prac nad IAA przytaczaliśmy stanowisko trzynastu grup energetycznych – kontrolowanych przez publicznych akcjonariuszy lub mających ich w strukturze właścicielskiej (m.in. Ørsted, EDF, CEZ, a także Polska Grupa Energetyczna), w którym zaapelowali do KE o „wyłączenie działań w sektorze energetycznym, niezbędnych do osiągnięcia unijnych celów dekarbonizacji, z ram zamówień publicznych”.
Więcej na ten temat pisaliśmy w artykule pt. KE prezentuje plan na „Made in Europe”, a Polska wciąż szuka definicji local content.
Można wykluczać, ale tylko częściowo
Choć ze strony państw trzecich brakuje nam wzajemności i równości w dostępie do zamówień publicznych, to jednocześnie – jak wskazuje Wojciech Merkwa z JDP – trudno twierdzić, że podmioty z takich krajów jak Chiny czy Turcja nie mają kompetencji do realizowania dużych i skomplikowanych projektów – również tych technologicznych.
Dlatego – jak zaznacza prawnik – zamawiający powinni analizować to, czy domyślne wykluczanie wykonawców z tych krajów nie wpłynie negatywnie na termin realizacji i koszty inwestycji. Co prawda Prawo zamówień publicznych daje inwestorom możliwość dopuszczenia takich podmiotów do przetargu i określenia dla nich mniej korzystnych warunków uczestnictwa w postępowaniu, ale na razie nie widać na rynku przykładów sięgania przez zamawiających po takie rozwiązania.
– Można domyślać się, że stoi za tym przede wszystkim brak wzorców pokazujących, jak takie kryteria konstruować, a także obawy przed potencjalnymi odwołaniami. Niemniej wydaje się, że zamawiający chociażby z takich sektorów jak energetyka, gdzie ważny jest dostęp do najlepszych technologii, mogliby z takich rozwiązań korzystać – ocenia Merkwa.
Zwraca też uwagę, że w duże inwestycje energetyczne w praktyce dzielą się na część technologiczną i budowlaną. Z tą drugą krajowe firmy sobie bardzo dobrze radzą, ale dostaw kluczowych technologii często potrzebujemy z zagranicy – głównie z Zachodu, ale również ze Wschodu.
– Teoretycznie zamawiający mogliby stosować takie rozwiązanie, że nie dopuszczają firm ze Wschodu na poziomie generalnego wykonawstwa, ale pozwalają na to w przypadku podwykonawców i dostawców. Dzięki takiemu rozwiązaniu krajowi wykonawcy mogliby rozwijać kompetencje w generalnym wykonawstwie dużych inwestycji, jednocześnie mając dostęp do większego zasobu wyspecjalizowanych podwykonawców i dostawców – wyjaśnia Wojciech Merkwa.
W jego opinii duże inwestycje energetyczne powinny być też obligatoryjnie poprzedzone badaniem rynku, z którego zostaną wyciągnięte przez zamawiającego odpowiednie wnioski – zarówno pod względem dostępności wykonawców i technologii, jak kształtowania specyfikacji zamówienia i warunków kontraktowych.
Przedstawiciel JDP przypomina przy tym znane przykłady z przetargów na bloki energetyczne w Kozienicach czy Połańcu, gdzie do ogłaszanych przez Eneę postępowań żaden wykonawca się nie zgłosił, choć zainteresowanie rynku było widoczne. Dlatego zamawiający powinni wsłuchiwać się w głos branży wykonawczej, jeśli chcą otrzymywać konkurencyjne oferty.
– Docelowo należy oczekiwać, że wyrok TSUE i związana z nią nowelizacja Prawa zamówień publicznych powinny doprowadzić do istotnego wzmocnienia krajowych wykonawców. Już teraz widać, że w nowych przetargach podmioty z Chin czy Turcji praktycznie przestały startować – podkreśla Merkwa.
Dodaje również, że obowiązujących przepisów nie da się też w prosty sposób obejść poprzez założenie spółki w Polsce, gdyż udział w postępowaniu będzie uniemożliwiał brak referencji i potencjału wykonawczego z rynku polskiego.
– W tej sytuacji jedynym sposobem dla podmiotów, które chcą pozyskiwać kontrakty na naszym rynku zamówień publicznych, jest zainwestowanie w kadry i sprzęt w Polsce z myślą o długoterminowym rozwoju. Alternatywnie tacy wykonawcy mogą też szukać współpracy z inwestorami prywatnymi, którzy nie muszą stosować Prawa zamówień publicznych – wskazuje Wojciech Merkwa.
Czas na chińskie fabryki baterii w Europie
Krzysztof Kochanowski, prezes Stowarzyszenia Polska Izba Magazynowania Energii (PIME), w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl przyznał, że w Europie jest widoczny trend ochrony rynku i zwiększenia produkcji kluczowych technologii. Dlatego producenci z państw trzecich, takich jak Chiny, będą mieć coraz większe trudności ze sprzedażą na unijnym rynku.
W efekcie będą musieli budować fabryki w UE, jeśli będą chcieli w tym rynku uczestniczyć. Część z nich już w takie zakłady zainwestowała, np. CATL w Niemczech, BYD na Węgrzech czy Gotion na Słowacji. W Polsce inwestycję niedawno ogłosił Sungrow, który chce wybudować fabrykę koło Wrocławia.
– Ważne również jest to, aby te inwestycje obejmowały nie tylko budowę zakładów, w których będą montowane magazyny energii, ale wraz z nimi powstawały także centra serwisowe. Do tego dochodzą też lokalne rozwiązania związane z systemami zarządzania magazynami oraz cyberbezpieczeństwem – w tym przechowywaniem danych na europejskich serwerach – zaznacza Kochanowski.
– Dzięki temu przemysł bateryjny w Europie powinien dostać znaczący impuls do rozwoju. Trzeba mieć jednak świadomość, że UE trudno będzie konkurować pod kątem innowacji w tej dziedzinie z Chinami, gdyż nikt nie wydaje tak dużo na badania i rozwój jak Chińczycy – dodaje.
Szef PIME ocenia, że rozwiązania zaproponowane przez KE w Industrial Accelerator Plan, przewidujące ograniczenia w wykorzystaniu baterii oraz innych technologii z Chin w zamówieniach publicznych i programach wsparcia, są słuszne.
– Przykładowo producenci magazynów energii – zwłaszcza tych przydomowych – korzystają ze wsparcia chińskiego rządu. Dlatego wykorzystywanie takich magazynów np. w programach ogłaszanych przez NFOŚiGW w praktyce oznacza podwójną dotację dla tego samego urządzenia, co zaburza konkurencję względem europejskich produktów – tłumaczy Kochanowski.
Koszty budowy local content poniesie państwowa energetyka?
Tymczasem w nadchodzących latach czeka nas duża fala inwestycji w wielkoskalowe magazyny energii. Całkowita moc baterii, które zgodnie z wygranymi aukcjami powinny zacząć świadczyć umowy na rynku mocy do 2030 roku, może wynieść nawet około 11 GW.
Do tego dochodzi 3,9 GW magazynów, które pozyskały dotacje z programu NFOŚiGW, przy czym część z nich może się dublować z bateriami wcześniej zakontraktowanymi w rynku mocy. Wówczas dotacja obniża przychody z umowy mocowej.
Zobacz więcej: Rynek mocy zaskoczył elektrowniami gazowymi i bateriami
Do kogo trafią miliardy złotych wsparcia na magazyny energii?
Krzysztof Kochanowski wskazuje, że chińskie magazyny energii zdecydowanie dominują w inwestycjach zakontraktowanych w rynku mocy przez prywatnych inwestorów i należy się tego spodziewać również w przypadku projektów, które pozyskały pod koniec ubiegłego roku dotacje z NFOŚiGW.
– Producentom magazynów energii, którzy mają fabryki w Polsce czy ogólnie w UE, trudno konkurować cenowo produktami z Chin. Oczywiście prywatni inwestorzy dążą do maksymalizowania wyniku finansowego, więc trudno im się dziwić, że wybierają tańsze oferty – podkreśla Kochanowski.
– Natomiast inwestorzy podlegający zamówieniom publicznym, jeśli zdecydują się na wykluczanie chińskich wykonawców i dostawców z przetargów, to z pewnością muszą liczyć się z wyższymi kosztami. Zasadniczo można stwierdzić, że to oni w dużej mierze poniosą koszty przywrócenia produkcji technologii w UE. Oczywiście może to przełożyć się także na rentowność całej inwestycji i koszty energii – zaznacza szef PIME.
Odnosząc się do dalszych perspektyw Kochanowski prognozuje ryzyko dwuletniej luki inwestycyjnej, gdyż brakuje informacji o planach NFOŚiGW dotyczących kolejnego programu dotacyjnego dla wielkoskalowych magazynów energii, a nowy rynek mocy znajduje się w powijakach.
– Sam arbitraż cenowy i rozwijający się rynek bilansujący to razie wciąż za mało, aby przekonać banki do finansowania magazynów energii. Sytuacja mogłaby się poprawić dzięki rozwoju usług systemowych, świadczonych nie tylko dla PSE, ale również dla OSD. Czekamy na zapowiadaną przez Ministerstwo Energii nowelizację rozporządzenia w zakresie usług elastyczności i usług agregacji – wskazuje Kochanowski.
Jego zdaniem inwestorzy, którzy zakontraktowali się w rynku mocy lub pozyskali dotacje z NFOŚiGW, mogą być w miarę pewni, że zrealizują projekty. Nie można jednak wykluczyć, że niektórym nie uda się mimo tego domknąć finansowania.
– Najlepiej prezentują się perspektywy dla projektów na sieci średnich napięć, dla których przewidywana jest szybka energetyzacja – do 2027-2028 roku. Te magazyny mogą liczyć na szybszą stopę zwrotu dzięki wcześniejszemu uzyskiwaniu przychodów z arbitrażu cenowego oraz rynku bilansującego. Natomiast większe ryzyko dotyczy dużych projektów, powyżej 50 MW – zwłaszcza na sieci wysokich napięć, gdzie koszty inwestycyjne są znacznie większe, a energetyzacja może nastąpić po 2028 roku, gdy rynek będzie już bardziej nasycony magazynami – podsumowuje Krzysztof Kochanowski.
