Spis treści
Jak nie ustawą, to rozporządzeniem
Zachodnioeuropejskie wiatraki do odbudowy. Polskę też to czeka – pisaliśmy w portalu WysokieNapiecie.pl w 2021 roku. No i się doczekaliśmy, bo sporo polskich farm wiatrowych już osiągnęło zaawansowany wiek, patrząc na rozwój tej technologii pod względem mocy i sprawności na przestrzeni XXI wieku.
Według raportu „Energetyka wiatrowa w Polsce 2026”, przygotowanego przez TPA Poland/Baker Tilly TPA, PSEW i DWF, średni wiek farm wiatrowych pod koniec ubiegłego roku wynosił nieco ponad 8 lat.
– 4,6 GW (42,2% mocy zainstalowanej) ma mniej niż 5 lat, a 1,8 GW (16,1%) ma 5–10 lat. Istnieje 1,2 GW farm wiatrowych starszych niż 15 lat, z czego zdecydowana większość (1,1 GW) ma 15–20 lat. Te farmy mogą potencjalnie przejść tzw. repowering w ciągu najbliższych kilku lat. Repowering polega na wymianie turbin na nowe, które osiągają często wyższe współczynniki wykorzystania mocy oraz mają większą moc jednostkową, co pozwala na zwiększenie produkcji energii – podkreślono w raporcie.
O takiej możliwości resort klimatu pomyślał już szykując nowelizację tzw. ustawy odległościowej, w której znalazły się również przepisy dotyczące repoweringu. Prace nad tą ustawą nie charakteryzowały się jednak zbytnim pośpiechem i finalnie do podpisu przez prezydenta przesłano ją w dniu, gdy przysięgę składał Karol Nawrocki.
Nawrocki, postrzegany jako jeszcze większy sceptyk OZE niż Andrzej Duda, nie zaskoczył i kilkanaście dni po objęciu urzędu nowelizację zawetował. MKiŚ zapowiedziało więc, że w takim razie będzie rozporządzeniami wprowadzać te regulacje dla energetyki wiatrowej, które nie potrzebują zmian ustawowych.
W przypadku repoweringu sięgnięto po nowelizację rozporządzenia w sprawie przedsięwzięć mogących znacząco oddziaływać na środowisko. Projekt opublikowano w listopadzie 2025 roku, a pod koniec maja tego roku zostało ono podpisane przez premiera. W życie przepisy weszły w połowie czerwca.
MKiŚ ogłosiło więc sukces i zapowiedziało, że dzięki temu będzie możliwa „szybsza i bezpieczna modernizacja turbin wiatrowych na lądzie”. Wcześniej resort wyliczył w uzasadnieniu do rozporządzenia, że „w latach 2025-2028 modernizacji mogłyby zostać poddane turbiny o łącznej mocy zainstalowanej około 1 GW”.
Drogą do tego „szybszego i bezpiecznego” repoweringu ma być być uproszczona ścieżka inwestycyjna, czyli brak konieczności uzyskiwania nowej decyzji środowiskowej, o ile to zwiększenie mocy nie będzie większe niż 30%. Właśnie ta kwestia jest kluczowa dla całego tematu i do niej wrócimy w dalszej części artykułu.
Nowe gigawaty w miejsce starych
Ale przedtem dobrze jest rzucić okiem na Zachód, gdzie w wiatraki zaczęto inwestować znacznie wcześniej niż w Polsce, zatem i doświadczenia związane z repoweringiem mają już całkiem pokaźną historię. Dane na ten temat przynosi raport statystyczny branżowego stowarzyszenia WindEurope za 2025 rok.
Jak wskazuje organizacja, standardowy czas eksploatacji elektrowni wiatrowej to 15-25 lat, ale nowsze turbiny prawdopodobnie będą miały jeszcze dłuższą żywotność.
W 2025 roku w dziewięciu krajach wycofano z eksploatacji nieco ponad 900 MW mocy, z czego większość w Niemczech (631 MW). Również w Niemczech najwięcej nowych mocy powstało dzięki repoweringowi – około 1,5 GW. W sumie, jak wylicza WindEurope, na przeszło 19 GW zainstalowanych w ubiegłym roku repowering odpowiadał za co najmniej 2 GW.
Niemcy, jako największy rynek energetyki wiatrowej, są najbardziej doświadczeni w tej materii. W latach 2016-2025 po drugiej stronie Odry wycofano łącznie 4,2 GW mocy, co stanowiło ponad połowę odstawionych w tym okresie mocy wiatrowych w Europie. Jednocześnie w zamian zainstalowano w Niemczech prawie 7 GW w ramach repoweringu.
WindEurope spodziewa się przyspieszenia tego trendu w kolejnych latach również w innych krajach, co będzie związane zarówno z wiekiem instalacji, jak i wychodzeniem kolejnych farm z systemów wsparcia.
– 34 GW istniejących europejskich farm wiatrowych działa już od ponad 20 lat. Do 2030 roku 65 GW mocy będzie miało ponad 20 lat. Najstarsze floty wiatrowe mają Dania, Hiszpania i Portugalia, a Niemcy i Hiszpania mają największe moce, które potencjalnie można zmodernizować – odpowiednio 22 GW i 20 GW starszych niż 15 lat – wylicza WindEurope i dodaje, że do końca tej dekady repowering będzie dotyczył praktycznie tylko lądowych wiatraków.
Stowarzyszenie zaznacza, że stare farmy wiatrowe często znajdują się na obszarach o najlepszej wietrzności, a ich właściciele dysponują bogatą wiedzą operacyjną. Projekty związane z repoweringiem spotykają się także z dużo większą akceptacją społeczną niż projekty typu greenfield, a do tego lokalne społeczności mają już doświadczenia związane z sąsiedztwem wiatraków. Niemniej dialog z mieszkańcami pozostaje kluczowy dla powodzenia inwestycji.
– W ciągu najbliższych pięciu lat spodziewamy się, że roczna moc elektrowni poddanych repoweringowi wzrośnie z 2 GW w 2025 roku do prawie 4 GW w 2030 roku. W sumie do końca dekady będzie to łącznie około 16 GW – prognozuje WindEurope i dodaje, że ponad połowę z tego przypadnie na Niemcy, Francję i Hiszpanię.
„30% jest kompromisem”
Wróćmy do Polski oraz szacunków MKiŚ, według których do 2028 roku przygotowane przez resort rozporządzenie pozwoli repoweringowi poddać 1 GW mocy. Już konsultacje publiczne projektu rozporządzenia pokazały, że resort klimatu należy do osamotnionych w swoim optymizmie.
Pesymizm innych podmiotów powodowany jest natomiast 30-procentowym limitem wzrostu mocy, który jest warunkiem uniknięcia nowego postępowania ws. decyzji środowiskowej.
Ministerstwo Aktywów Państwowych oceniło, że jest to niewystarczający poziom m.in. „z punktu widzenia dostępnych technologii i najlepszych praktyk rynkowych” oraz pod kątem „racjonalnych działań pod kątem maksymalizacji efektywności ekonomicznej i środowiskowej”.
MAP wnioskował o zmianę na 45%, a sięgając po podobne argumenty na 50% wskazało Ministerstwo Energii, a także Konfederacja Lewiatan, Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej oraz Stowarzyszenie Energii Odnawialnej. Z kolei Polski Komitet Energii Elektrycznej, w którego skład wchodzą PGE, Tauron, Energa i Enea, oczekiwało 60%.
Na te sugestie MKiŚ miało jedną odpowiedź, a mianowicie, że „30% jest kompromisem pomiędzy potrzebą wykorzystania potencjału energetyki wiatrowej i oczekiwaniami branży, a potrzebami ochrony przyrody”.
Niemniej patrząc na ocenę rozporządzenia przez podmioty, które na przyrodzie się koncentrują, to resort klimatu zachwytu projektem u nich i tak nie wzbudził – na czele z Krajową Komisją do spraw Ocen Oddziaływania na Środowisko, działającą przy GDOŚ.
Stwierdziła ona, że „opiniuje negatywnie projekt zmiany rozporządzenia oraz rekomenduje odstąpienie od projektowanej nowelizacji rozporządzenia. Zdaniem Krajowej Komisji projekt stwarza ryzyko milczącej legalizacji znaczących oddziaływań środowiskowych związanych ze śmiertelnością ptaków i nietoperzy”.
Lepiej eksploatować niż modernizować
Wśród najstarszych farm wiatrowych w Polsce znajdują się te, które wybudowała firma EnercoNet – w tym oddany do eksploatacji w 2001 roku projekt Cisowo o mocy 20 MW w pobliżu Darłowa.
Piotr Maciołek, wiceprezes spółki, a jednocześnie członek zarządu Polskiej Izby Gospodarczej Energetyki Odnawialnej i Rozproszonej, w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl podkreśla, że obecnie EnercoNet nie zamierza korzystać z repoweringu.
– Koncentrujemy się na realizacji nowych projektów, a przychody z eksploatacji starych farm stanowią źródło finansowania dla nowych inwestycji – wskazuje Maciołek. Pytany przez nas o powody, stwierdził, że taka decyzja wynika zarówno ze względów regulacyjnych, jak i finansowych.
– W tym drugim przypadku możemy na to patrzeć przez pryzmat danej firmy i całego rynku. Jeśli firma ma możliwość inwestowania zbliżonej kwoty w inne aktywa OZE, w tym energetykę wiatrową, to repowering istniejącej farmy wiatrowej oznacza niewiele mniejsze koszty w porównaniu do budowy całkiem nowej farmy – zaznacza wiceprezes.
Projekt typu brownfield, jak dodaje Maciołek – nie będzie zatem znacznie tańszy niż greenfield, prawdopodobnie tylko o kilka procent – w zależności od tego, ile dotychczasowej infrastruktury, głównie sieciowej, będzie można dalej wykorzystywać. Reszta takiej kilkunastoletniej farmy, w tym fundamenty, nie nadaje się do ponownego wykorzystania pod większe turbiny.
Dlatego, z tego punktu widzenia, lepiej zainwestować w nowe aktywa, a te 15-20-letnie wiatraki, w które inwestycja już dawno temu się spłaciła, dalej serwisować i eksploatować dopóki będzie to technicznie i ekonomiczne uzasadnione.
– Jeśli natomiast będzie nam już brakowało nowych miejsc i możliwości na budowę nowych projektów, a zachęta wynikająca z możliwości zwiększenia dotychczasowej mocy całej farmy o 30% będzie wystarczająca, to wtedy repowering w obecnym kształcie można uznać za uzasadniony – tłumaczy wiceprezes EnercoNet.
– Można sobie jeszcze wyobrazić teoretyczną sytuację, w której na polski rynek energetyki wiatrowej chce wejść nowy gracz, ale brakuje nowych projektów gotowych do budowy, co jest związane z luką inwestycyjną wywołaną zasadą 10H. Wtedy taki podmiot mógłby uznać skupienie starych farm i ich repowering jako atrakcyjną opcję w porównaniu ze żmudnym developmentem – dodaje.
Są przepisy, ale nie ma turbin
Piotr Maciołek zwraca uwagę, że pod względem regulacyjnym obecne rozporządzenie budzi wątpliwości interpretacyjne, choć jest bardzo krótkie.
– Przede wszystkim w fundamentalnej kwestii zwiększenia mocy instalacji o 30%. W literalnym brzmieniu przepisu jest mowa o zwiększeniu „nie więcej niż 30% zainstalowanej łącznej mocy nominalnej określonej w decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach, na podstawie której instalacje zostały zrealizowane”. Tymczasem w DŚU te moce były definiowane czasem na poziomie pojedynczej turbiny, a kiedy indziej całej farmy – mówi wiceprezes.
Dalej rozporządzenie wskazuje, że zwiększenie mocy może być dokonane wtedy, gdy „nie zwiększy się liczba instalacji”.
– Oba te sformułowania mogą być interpretowane, że limit wzrostu mocy o nie więcej niż 30% dotyczy pojedynczej turbiny, a nie całej farmy wiatrowej. Jeśli zatem repoweringowi zwiększającemu moc elektrowni wiatrowej o 30% miałyby zostać poddane kilkunastoletnie turbiny o mocach rzędu od 1 do 2,5 MW, to otrzymujemy nowe turbiny o mocy poniżej 3,5 MW. Obecnie takich turbin na rynku praktycznie nie ma w sprzedaży – podkreśla Maciołek.
Podobne obawy w trakcie konsultacji publicznych sygnalizowało PKEE, czy Neo Energy Group.
– W latach 2005-2008 dostępne i najczęściej budowane były turbiny o wysokości wieży około 80-100 m i średnicy wirnika 80-90 m oraz o mocy 1,5-2 MW. Przy założeniu, że nominalna moc może być zwiększona o 30%, daje nam to turbiny o mocy w przedziale 1,95-2,6 MW. Postęp technologiczny jest tak dynamiczny, że aktualne na rynku dostępne są turbiny o mocy do 6,2 MW lub nawet 7,2 MW – pisała w uwagach Neo Energy.
– Warto zaznaczyć fakt, że takie turbiny jak Vestas V110 o mocy 2 MW planuje się wycofać z produkcji za dwa lata. Zastępowane są one innymi jednostkami takimi jak Vestas V136 czy Vestas V150 o mocy 4,2 MW, które to konstrukcje też będą zastępowane niebawem nowszymi modelami. To obrazuje, że wprowadzona regulacja dopuszczać będzie turbiny o mocach, które nie będą zaraz dostępne na rynku – podkreślała spółka.
Piotr Maciołek ocenia, że niewielkie zmiany i precyzyjne sformułowanie treści rozporządzenia pozwoliłoby uniknąć ryzyka interpretacyjnego.
– Gdyby było jasne, że o 30% można będzie zwiększyć moc całej farmy, to wtedy np. dotychczasowa farma o mocy 20 MW może być rozbudowana do 26 MW. Zamiast dziesięciu starych turbin o mocy 2 MW każda buduje się w zamian cztery nowe elektrownie po 6,5 MW. Wówczas repowering pozwala zainstalować jedne z najlepszych dostępnych na rynku turbin o wysokiej sprawności. Ponadto farma składa się już tylko z czterech wiatraków, a nie dziesięciu – wyjaśnia wiceprezes.
Odległość i tak nie pozwoli
Na tym jednak potencjalne przeszkody się nie kończą. Piotr Maciołek przypomina, że w przeszłości decyzje środowiskowe obejmowały działki, które wydzielano z dużych nieruchomości rolnych. W praktyce są to więc niewielkie działki, a kryterium ich lokalizacji było m.in. spełnianie norm hałasu przez planowane turbiny.
– W efekcie dziś te działki często znajdują się poniżej 500 m od zabudowań, więc tym bardziej nie spełnią one obecnego wymogu wynoszącego 700 m. Określony w historycznych decyzjach środowiskowych obszar inwestycji poprzez wskazanie konkretnych działek nie daje możliwości odsunięcia nowych turbin na odległość minimum 700 metrów od zabudowań – stwierdza Maciołek.
Również z tego powodumało realistyczne są szacunki MKiŚ wskazujące, że do 2028 roku repoweringowi mogłyby zostać poddane elektrownie wiatrowe o łącznej mocy 1 GW.
Innym problemem dla repoweringu może być logistyka, gdyż dostarczenie nowych, większych wież wiatrowych oraz turbin w niektóre miejsca może być trudne do zrealizowania, biorąc pod uwagę dostępną infrastrukturę drogową czy nośność mostów.
Dla wiatrowych weteranów może zabraknąć części
Jeśli repowering starych wiatraków nie ma sensu, to ich dalsza eksploatacja z biegiem kolejnych lat może stawać się wyzwaniem pod względem dostępności części zamiennych.
Piotr Maciołek wskazuje, że ten problem można odsuwać w czasie przeznaczając niektóre elektrownie na części do serwisowania pozostałych wiatraków. Temu wszystkiemu musi towarzyszyć też skrupulatna analiza stanu technicznego elektrowni – zwłaszcza wszystkich części mechanicznych oraz mocowań poszczególnych elementów, m.in. pod kątem mikropęknięć.
– Warto dokonać głębszej analizy technicznej elektrowni, która pozwoli ocenić jej przybliżoną żywotność. Zazwyczaj projektując dane przedsięwzięcie przyjmuje się założenia dotyczące przewidywanego czasu eksploatacji pod określone warunki terenowe, wietrzność czy charakterystykę pracy. Po 15-20 latach te założenia można zweryfikować i ocenić, jak dotychczasowa eksploatacja wpłynęła na stan techniczny elektrowni i jej potencjalną żywotność – wyjaśnia wiceprezes.
– Dużym wyzwaniem serwisowym są łopaty, bo kupno nowych łopat do starych turbin jest bardzo trudne, a każda z trzech wykorzystanych w danej elektrowni musi być identyczna. Nie jest to łatwe, bo nawet łopaty o identycznym oznaczeniu modelu i serii produkcyjnej mogą być inaczej wyważone. Dlatego najczęściej trzeba korzystać z usług firm, które specjalizują się w regeneracji łopat wiatrowych – podsumowuje.
Kiedy zaczną się kręcić „polskie wiatraki”?
Jeśli rynek wskazuje, że pod polskie warunki regulacyjne może brakować turbin, to może taką lukę trzeba wypełnić? Dość nieoczekiwanie ostatnio z pomysłami stworzenia „polskiego wiatraka” objawiło się Narodowe Centrum Analiz Energetycznych, czyli ośrodek analityczny powołany przez PSE, Gaz-System oraz PERN. Od listopada ubiegłego roku na czele NCAE stoi Rafał Gawin, wcześniej długoletni prezes URE.
– Projekt polskiej turbiny wiatrowej jest projektem badawczo-rozwojowym. Analizy pokazują, że pomysł jest realny, a potencjał udziału w nim polskich firm i krajowego local content jest bardzo duży. Projekt ma już opracowane wstępne założenia techniczne, obecnie trwają rozmowy z jego potencjalnymi uczestnikami, a także przygotowywanie koncepcji jego finansowania – przekazał nam Gawin.
– Turbina nawet w 80% opierałaby się na krajowych komponentach i nowatorskich rozwiązaniach technologicznych wypracowanych przez polskie firmy. W tym momencie nie możemy jeszcze ujawnić składu potencjalnego konsorcjum. Mamy nadzieję, że wszystkie konkretne informacje będziemy mogli udostępnić za kilka miesięcy – dodał.
W odpowiedzi na pytanie, dlaczego NCAE zajmuje się takimi inicjatywami, Gawin stwierdził, że wśród wyznaczonych zadań ośrodek ma „szukanie rozwiązań wspierających transformację energetyczną i wzmacnianie bezpieczeństwa energetycznego”.
– Lądowa energetyka wiatrowa w polskich warunkach jest najtańszym źródłem energii, co ma niebagatelne znaczenie w kontekście obecnych i przyszłych potrzeb bilansowych KSE. Wykorzystanie polskiego potencjału technologicznego i intelektualnego przy produkcji nowoczesnej turbiny wiatrowej byłoby silnym bodźcem rozwojowym dla krajowej gospodarki – podkreślił Gawin.
Zapytaliśmy też, czy rozmowy o potencjalnej współpracy są prowadzone z Famurem należącym do grupy Grenevia, który niemal dokładnie rok temu pozyskał licencję na produkcję kompletnych turbin od niemieckiej firmy Enovation.
– Tak, Famur jako producent przekładni, czy też podmiot z doświadczeniem instalacyjnym i serwisowym, jest naturalnym partnerem takiego przedsięwzięcia. Niemniej nic jeszcze nie jest ostatecznie przesądzone, rozmowy z potencjalnymi partnerami są w toku – poinformował nas Gawin.
Wracając do licencji na turbiny Enovation, to chodzi o maszyny o mocach 4 MW i 4,8 MW, czyli zapewne i tak większe niż obecne możliwości związane z repoweringiem.
Niemniej sam Famur, w przeszłości produkujący przede wszystkim maszyny dla górnictwa, od kilku lat rozwija działalność w energetyce wiatrowej w oparciu o produkcyjną spółkę Famur Gearo i serwisowy Total Wind PL.
– Pozyskanie licencji wpisuje się w projekt określany mianem „polskiego wiatraka”, realizowany przez Famur Gearo. Celem inicjatywy jest uruchomienie krajowej produkcji nowoczesnych turbin wiatrowych i stopniowe uniezależnianie polskiego rynku od importowanych technologii – podkreślał Famur w lipcu 2025 roku, a wiceprezes spółki Paweł Majcherkiewicz zapowiadał wtedy, że „produkcja osiągnie gotowość operacyjną już w przyszłym roku, co umożliwi rozpoczęcie dostaw”.
Postanowiliśmy zapytać Famur m.in. o realizację tych planów i potencjalną współpracę z NCAE. Pytania wysłaliśmy 22 czerwca, a po ich ponowieniu 1 lipca spółka zapowiedziała, że prześle swoje stanowisko jeszcze tego samego dnia. Do momentu publikacji artykułu te zapowiedzi nie zostały spełnione. Jeśli stanie się to później, to stanowisko Famuru zamieścimy poniżej.
