Są nowe przepisy, ale dzięki nim więcej wiatraków nie przybędzie

Rada Ministrów przyjęła pod koniec maja 2026 r. rozporządzenie dotyczące zmian w sprawie przedsięwzięć mogących znacząco oddziaływać na środowisko.

Nowe przepisy mają ułatwić modernizację wiatraków

 Dzięki rozporządzeniu modernizacja istniejących elektrowni wiatrowych, zwiększająca ich moc o maksymalnie 30 proc., ma być realizowana bez konieczności uzyskania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach (OOŚ) pod określonymi warunkami.  To tzw. repowering, który polega na wymianie turbin na nowe, które osiągają często wyższe współczynniki wykorzystania mocy oraz mają większą moc, co pozwala na zwiększenie produkcji energii. Uproszczenia dotyczą instalacji zlokalizowanych poza formami ochrony przyrody i niepowodujących zwiększenia liczby turbin ani istotnych zmian ich lokalizacji. Zachowane mają zostać dotychczasowe wymogi bezpieczeństwa, w tym minimalna odległość 700 m od zabudowy mieszkaniowej. „Nowe przepisy skrócą proces inwestycyjny co najmniej o 6 miesięcy i zwiększą ilość energii pozyskiwanej z terenów już zagospodarowanych. Zmiany wspierają realizację krajowych i unijnych celów klimatycznych oraz rozwój energetyki odnawialnej” – podkreśla Ministerstwo Klimatu i Środowiska. Z tej ścieżki będą mogli skorzystać właściciele już istniejących instalacji, które spełniają obecne wymogi planowania przestrzennego.

Foto: Parkiet

„Nowe wiatraki pracują efektywniej, potrafią produkować więcej energii z tej samej mocy i jednocześnie pracować ciszej. Dzięki temu rozwiązaniu produktywność instalacji po repoweringu może wzrosnąć o ok. 130 proc., nie bardziej jednak niż do 100 MW” – przekonuje szefowa resortu Paulina Hennig-Kloska. Zapytaliśmy największe spółki w Polsce, jak patrzą na te nowe przepisy i co jest faktyczną blokadą w rozwoju lądowych farm wiatrowych w Polsce.

Polskie wiatraki są zbyt młode

Nowe przepisy jednak nie przyspieszą rozwoju energetyki wiatrowej w Polsce.  Jak wynika z raportu   „Energetyka wiatrowa w Polsce 2026”, przygotowanego przez TPA Poland/Baker Tilly TPA, Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej i DWF, średni wiek farm wiatrowych w Polsce wyniósł około 8,2 lat na koniec 2025 r. 4,6 GW (42,2 proc. mocy zainstalowanej) ma mniej niż 5 lat, a 1,8 GW (16,1 proc.) 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. Jak wskazują autorzy raportu, te farmy mogą potencjalnie przejść tzw. repowering w ciągu najbliższych kilku lat.

Przegląd rozpocznijmy od PGE Energia Odnawialna (Grupa PGE), która posiada obecnie 22 farmy wiatrowe o łącznej mocy zainstalowanej ok. 832 MW. Spółka w pierwszej kolejności planuje objąć repoweringiem najstarsze aktywa o łącznej mocy ok. 220 MW, które są eksploatowane od 17-18 lat. PGE wskazuje, że  w przypadku możliwości zastosowania uproszczonych zasad postępowania OOŚ dla całej farmy, realizacja inwestycji może potrwać ok. 3-5 lat. PGE wskazuje jednak, że obecnie ok. 30-40 proc. starszych turbin nie spełnia wymogów odległościowych. „W takich przypadkach, aby przeprowadzić repowering w relacji 1:1, może być konieczne pozyskanie nowych gruntów i przejście pełnej procedury OOŚ, co wydłuża harmonogram do ok. 5-7 lat” – wskazuje PGE wytykając w ten sposób luki w nowych rozwiązaniach. Co do zasady, brak konieczności OOŚ dla repoweringu pomoże rozwojowi branży, PGE ocenia jako krok w dobrym kierunku, który tam, gdzie będzie to możliwe, przyspieszy proces inwestycyjny. „Dalsze uproszczenia, szczególnie w obszarze procedur planistycznych, mogłyby dodatkowo wesprzeć rozwój sektora” – dodaje firma.

W przypadku Orlenu, łączna moc w wietrze na lądzie wyniosła na koniec I kw. 2026 r. 659 MW.  Spółka podkreśla, że ocenę możliwości zastosowania repoweringu należy rozpatrywać przez okres eksploatacji danej farmy wiatrowej oraz biorąc pod uwagę jej wyniki ekonomiczne i procent zużycia głównych komponentów. „Kluczową korzyścią repoweringu jest zwiększenie produktywności na istniejących lokalizacjach, dzięki zastosowaniu nowoczesnych, silniejszych i wydajniejszych turbin” – podkreśla firma. Grupa posiada instalacje o okresie eksploatacji powyżej 10 i powyżej 15 lat i analizuje możliwość repoweringu swoich aktywów wiatrowych. „W Grupie prowadzone są prace analityczne dotyczące repoweringu elektrowni wiatrowych. Zastosowanie nowych turbin może w przyszłości przełożyć się na wzrost mocy i produktywności instalacji, jednak wiąże się również z wysokimi kosztami inwestycyjnymi oraz koniecznością szczegółowej oceny technicznej i ekonomicznej. Dlatego na obecnym etapie trudno oszacować horyzont czasowy” – tłumaczy Orlen, który także docenia skrócenie procesów dot. uzyskania decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach, które mogłyby trwać od roku do nawet kilku lat. „Dzięki skróceniu tego czasu i przy zachowaniu odpowiednich warunków wymiana na nowsze turbiny będzie prostsza i szybsza” – podkreśla koncern.

W przypadku Enei, najstarsza farma wiatrowa grupy została uruchomiona w 2008 r. i obejmuje trzy turbiny. Ten park wiatrowy w pierwszej kolejności będzie podlegał wymianie turbin na nowocześniejsze, o wyższej mocy (repowering) lub zostanie wydłużony okres pracy (Life Time Extension). „Obecnie prowadzimy analizy w tym zakresie w celu wskazania optymalnego rozwiązania” – informuje nas biuro prasowe spółki.  Również Enea przyznaje, że pierwsze projekty „repoweringowe” będą miały charakter jednostkowy i nie przełożą się istotnie na wzrost mocy zainstalowanej. „Wyraźny efekt pojawi się dopiero w momencie wymiany turbin większych farm, takich jak FW Bardy o mocy 50 MW (obecnie 25 turbin po 2 MW) z 2011 r. Potencjalny repowering instalacji powoduje zarówno zwiększenie mocy, jak i produktywności – z uwagi na wyższą sprawność nowych turbin” – podkreśla Enea. Dodaje, że wówczas, kiedy te wiatraki będą wymieniane, obecne zniesienie lub ograniczenie obowiązku przeprowadzania pełnej oceny oddziaływania na środowisko (OOŚ) dla projektów repoweringowych „może stanowić istotny impuls dla rynku, jednak jego wpływ będzie zależny od konkretnych uwarunkowań projektowych”.

Zapytaliśmy także o stanowisko zagranicznego, portugalskiego inwestora, firmę EDP, która posiada 540 MW mocy w projektach wiatrowych. Na tym etapie żadne z aktywów wiatrowych EDP w Polsce nie wymagają repoweringu w najbliższym czasie. „Nasze portfolio w Polsce jest stosunkowo młode – najstarszy projekt działa od 2011 r. – i jest objęte najlepszej jakości serwisem. W związku z tym nie ma potrzeby podejmowania działań z punktu widzenia technicznego, które zwykle są rozważane w przypadku aktywów zbliżających się do końca okresu eksploatacji (ok. 25–30 lat)” – tłumaczy nam spółka. Wskazuje, że istnieją także alternatywne sposoby poprawy wydajności i produkcji energii z istniejących lokalizacji bez pełnej wymiany turbin. Przykładem jest hybrydyzacja poprzez współdzielenie sieci, czyli współdzielenie tego samego przyłącza sieciowego przez różne technologie odnawialne.

EDP uważa, że w Polsce repowering stanie się istotny z punktu widzenia technicznego w dłuższej perspektywie. „Ze względu na obecny profil wieku aktywów, nie jest to trend krótkoterminowy, a raczej stopniowy proces w ciągu kolejnej dekady” – ocenia spółka, która podobnie jak pozostałe uważa, że ograniczenie lub zniesienie wymogu OOŚ dla projektów repoweringu, w przypadku których nie przewiduje się istotnych oddziaływań na środowisko, wsparłoby rozwój polskiego sektora wiatrowego.

Nowe, wiatrowe bariery na horyzoncie

Czy trwająca od kilku lat dyskusja o liberalizacji ustawy odległościowej i zmiana minimalnego dystansu lokowania farm wiatrowych od najbliższych zabudowań  do  500 m nadal rozgrzewa branżę? Wydaje się, że w coraz mniejszym stopniu. Dla PGE kluczowym wyzwaniem nie jest sama odległość, lecz brak stabilnych i przewidywalnych regulacji. „W szczególności bardzo niepokojące są planowane zmiany regulacyjne dotyczące nowelizacji tzw. ustawy ocenowej (UD224), która m.in. radykalnie zmienia zasady funkcjonowania rygoru natychmiastowej wykonalności decyzji środowiskowych oraz wydłuża terminy na udostępnianie informacji o środowisku oraz składania uwag w ramach udziału społeczeństwa, co może wpłynąć na znaczne wydłużenie procesu inwestycyjnego” – wskazuje PGE. Potrzeba również – zdaniem firmy – złagodzenia ograniczeń obowiązujących w wybranych wojskowych strefach powietrznych. „Dialog pomiędzy branżą energetyki wiatrowej a stroną wojskową jest prowadzony, a możliwość znalezienia kompromisu została potwierdzona przez szefa Ministerstwa Obrony Narodowej” – wyraża nadzieję PGE. 

Orlen z kolei uważa, że nadal zmniejszenie odległości to istotna sprawa dla branży. „Różnica pomiędzy dystansem 500 m a 700 m od zabudowań ogranicza rozwój branży o ponad 40 proc., dlatego samo zastąpienie wyeksploatowanych turbin większymi nie spowoduje takiego rozwoju, jaki zapewniłaby zmiana odległości. Rozporządzenie przewiduje limit wzrostu mocy zainstalowanej po repoweringu do maksymalnie 30 proc., co bez zmian odległości może nadal stanowić wyzwanie dla branży” – ocenia Orlen. Z punktu widzenia Grupy Enea jest kilka kluczowych parametrów determinujących lokalizację farm wiatrowych i nie jest to wyłącznie odległość od zabudowy, lecz również np. poziom emisji hałasu i jego wpływ na otoczenie.

Zdaniem EDP kluczową kwestią dla polskiego sektora lądowej energetyki wiatrowej nie było to, czy minimalna odległość powinna wynosić 500 m czy 700 m, lecz zniesienie bardzo restrykcyjnej zasady 10H, która zdaniem firmy na kilka lat praktycznie zamroziła rozwój nowych projektów wiatrowych. „W naszej ocenie obecny próg 700 m nie stanowi nieprzekraczalnej bariery dla rozwoju projektów wiatrowych, pod warunkiem wdrożenia dodatkowych działań ułatwiających realizację inwestycji. Choć próg 500 m niewątpliwie odblokowałby większą ilość terenów i umożliwił dodatkową moc, główne bariery coraz częściej dotyczą harmonogramów pozwoleń, procedur planowania przestrzennego, ocen środowiskowych, dostępu do sieci oraz ram repoweringu” – uważa inwestor, dodając że poprawa w tych obszarach mogłaby zapewnić istotny rozwój sektora nawet przy obecnym limicie 700 m.

Branża energetyczna oczekuje dalszych postępów dzięki tzw. ustawie wiatrowej 2.0, która jest w trakcie opracowywania. Rząd publicznie zapowiedział dalsze reformy ram regulacyjnych dla lądowej energetyki wiatrowej (pomimo prezydenckiego weta w sprawie progu 500 m), w tym rozwiązania upraszczające procedury pozwoleń, usprawniające procesy administracyjne oraz poprawiające warunki dla inwestycji w OZE.

 

Pierwszy prąd z Baltic Power trafił do sieci

Pierwszy prąd z pierwszych morskich farm wiatrowych trafił do sieci. Na razie to tzw. podanie prądu z jeszcze nie w pełni gotowej morskiej farmy wiatrowej Orlenu. 

10 lipca na terenie nowej stacji elektroenergetycznej Choczewo odebrano pierwszy raz w Polsce prąd z morskich wiatraków. Orlen zainstalował na morzu 54 z 76 turbin, pierwsze z nich już produkują energię elektryczną, a zakończenie budowy planowane jest jesienią tego roku. 

– Osiągnięty etap tzw. First Power oznacza uruchomienie produkcji energii przez pierwszą turbinę oraz rozpoczęcie stopniowego oddawania farmy do eksploatacji. W kolejnych tygodniach następne turbiny będą przechodzić rozruch i testy. 
Co ważne – wytwarzana przez nie energia będzie już trafiać do krajowej sieci elektroenergetycznej. Baltic Power zaczyna zasilać domy Polaków. Wraz z postępem prac moc farmy będzie stopniowo rosła, aż osiągnie docelowe 1,2 GW – tłumaczy prezes Orlenu Ireneusz Fąfara. 

Oprócz farmy Orlenu w najbliższym czasie przyłączone do sieci będą: farma wiatrowa Baltica 2 należąca do PGE (w przyszłym roku) oraz farma wiatrowa BC-Wind realizowana przez Ocean Winds (za dwa lata). Projekt budowy stacji Choczewo 400 kV otrzymał ok. 530 mln zł dofinansowania ze środków Krajowego Planu Odbudowy. Linie, które będą wyprowadzać moc z morskich farm wiatrowych, również otrzymały dofinansowanie w 2025 r. Energia z offshore ma być konkurencyjna. – Energia z offshore’u jest droższa od energii z wiatru na lądzie, jest droższa od fotowoltaiki czy magazynów energii, ale świetnie konkuruje z gazem czy węglem, zatem wypłaszczy nam średnią cenę energii – tłumaczyła minister klimatu i środowiska Paulina Hennig-Kloska.