Grzegorz Litke
Główny inżynier ekolog
Lądowa energetyka wiatrowa w Polsce - cz. 1
Energetyka wiatrowa pozostaje dziś jednym z najważniejszych elementów budowy nowoczesnego, konkurencyjnego i niskoemisyjnego systemu energetycznego. Znaczenie tego sektora dla bezpieczeństwa energetycznego, klimatycznego, jak i społeczno-gospodarczego powoduje, że najbliższe lata będą miały kluczowe znaczenie dla dalszego kształtu rynku energii w Polsce. Przepisy unijne jak i krajowe zmierzają nie tylko do przyspieszenia procesu dekarbonizacji gospodarki, ale także do rozwoju technologii. Przyjęty przez Polskę Pakiet klimatyczny zmierza do zwiększenia elektryfikacji przemysłu, wskazując energetykę wiatrową jako strategiczne źródło czystej energii elektrycznej. Dyrektywa o odnawialnych źródłach energii (RED III)8 zakłada zwiększenie łącznego udziału energii z odnawialnych źródeł energii (OZE) w końcowym zużyciu energii do 42,5% do 2030 roku (z możliwością wzrostu do 45%).
W Polsce wiatr stanowi znaczące źródło produkcji zielonej energii, które coraz silniej umacnia swoją pozycję w krajowym miksie energetycznym. Zgodnie z szacunkami i źródłami na koniec 2025 r. moc zainstalowana farm wiatrowych na lądzie przekroczyła w Polsce10,7 GW, co stanowi ok. 28% całkowitej mocy zainstalowanej OZE, a ok. 14% całkowitej mocy wszystkich zainstalowanych źródeł energii. Zgodnie z Polityką Energetyczną Polski do 2040 roku (PEP2040) i Krajowym Planem w dziedzinie Energii i Klimatu (KPEiK) planowana moc elektrowni wiatrowych zainstalowanych na lądzie do 2030 roku ma wynieść ok. 16,5 GW, a do roku 2040 ok. 28,8 GW.
Aby sprostać tym wyzwaniom Polska musi uporać się z przeszkodami, z których najistotniejsze wydają się zbyt niskie nakłady inwestycyjne na utrzymanie, modernizację i rozwój sieci energetycznych. Skutkuje to ograniczoną dostępnością do infrastruktury sieciowej i rosnącą liczbą odmów przyłączenia instalacji OZE do sieci energetycznych. Istotną barierą dla rozwoju lądowej energetyki wiatrowej są również ograniczenia lokalizacyjne – które będą omówione w dalszej części artykułu.
Transformacja energetyczna coraz silniej wiąże politykę klimatyczną z polityką przemysłową. Szczególnego znaczenia nabierają zagadnienia związane z łańcuchem dostaw i konieczność wprowadzenia mechanizmów premiujących rozwój krajowego przemysłu związanego z rozwojem OZE. W przypadku lądowej energetyki wiatrowej proces inwestycyjny nadal pozostaje złożony i wieloetapowy. Uzyskiwanie tytułów prawnych do nieruchomości, procedury środowiskowe, budowlane, przyłączeniowe i koncesyjne trwają nierzadko 2-3 lata i determinują długość cyklu inwestycyjnego oraz poziom ryzyka deweloperskiego.
Podstawy prawne dotyczące lądowej energetyki wiatrowej
Podstawowym aktem prawnym regulującym rozwój lądowej energetyki wiatrowej w Polsce jest ustawa z 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii1 (Ustawa OZE). Ustawa ta implementuje do polskiego porządku prawnego Dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania wykorzystania energii ze źródeł odnawialnych2. Głównym celem ustawy jest zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego i ochrony środowiska w wyniku racjonalnego wykorzystywania odnawialnych źródeł energii z uwzględnieniem długofalowej polityki rozwoju gospodarczego Polski oraz konieczność wypełnienia zobowiązań międzynarodowych.
W zakresie lądowej energetyki wiatrowej ustawa OZE reguluje m.in.:
- Zasady i warunki wykonywania działalności w zakresie wytwarzania energii elektrycznej;
- Mechanizmy i instrumenty wspierające wytwarzanie energii elektrycznej, w tym system aukcyjny oraz system w postaci świadectw pochodzenia;
- Zasady wydawania świadectw pochodzenia energii elektrycznej, które poświadczają odbiorcy końcowemu, że energia elektryczna wprowadzona do sieci została wytworzona w instalacjach OZE, a więc bez emisji gazów cieplarnianych,
- Zasady nakładania kar pieniężnych, jakie regulator rynku (Prezes Urzędu Regulacji Energetyki) może nałożyć na wytwórców energii, w przypadku m.in. naruszenia obowiązku zakupu energii i praw majątkowych, składania fałszywych świadectw pochodzenia, niewywiązywanie się z warunków aukcji czy obowiązków sprawozdawczych.
Przepisy regulujące kwestie przyłączania instalacji wiatrowych do sieci energetycznej, zawarte są w ustawie z 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne3. Obie ww. ustawy, określają ramy prawne funkcjonowania lądowej energetyki wiatrowej w Polsce.
Istotna jest również ustawa z 20 maja 2016 r. o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych4 (tzw. ustawa wiatrakowa), która określa warunki i tryb lokalizacji i budowy elektrowni wiatrowych. Ustawa ta w praktyce spowolniła rozwój energetyki wiatrowej na lądzie poprzez wprowadzenie zasady 10H, tj. zakazu budowy elektrowni wiatrowych w odległości mniejszej niż 10-krotność całkowitej wysokości elektrowni wiatrowych liczonej od budynków mieszkalnych, budynków o funkcji mieszanej (w skład której wchodzi funkcja mieszkaniowa), a także od różnych form ochrony przyrody. Ustawa z 9 marca 2023 r. o zmianie ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych oraz niektórych innych ustaw5 nie przyniosła pożądanych przez branżę lądowej energetyki wiatrowej zmian. Utrzymała ona zasadę 10H umożliwiając jednoczenie budowę elektrowni wiatrowych w odległości nie mniejszej niż 700 m pod warunkiem, że zostanie ona określona w miejscowym planie zagospodarowania przestrzennego. W 2025 roku podjęto kolejną próbę zmian w ustawie wiatrakowej polegającej m.in. na dalszej liberalizacji zasady 10H.
Uchwalone przez sejm i senat oczekiwane przez branżę energetyki wiatrowej zmiany, w tym zmniejszenie minimalnej odległości lokalizacji turbin wiatrowych do 500 metrów spotkały się z wetem Prezydenta RP. Według szacunków zmiana ta mogłaby doprowadzić do podwojenia dostępnej powierzchni pod budowę farm wiatrowych z 2% do 4% powierzchni kraju i zwiększenia potencjału rozwojowego energetyki wiatrowej do 41 GW.
System wsparcia energetyki wiatrowej
System świadectw pochodzenia
System świadectw pochodzenia (tzw. zielonych certyfikatów) funkcjonuje w Polsce od 1 października 2005 r. i jest aktualnie uregulowany w Ustawie OZE1. Ustawa przewiduje, że wsparcie w postaci świadectw pochodzenia przysługuje przez okres kolejnych 15 lat, nie dłużej jednak niż do 31 grudnia 2035 r., przy czym okres ten liczy się od dnia pierwszego wytworzenia energii elektrycznej. Po przyjęciu systemu aukcyjnego jako podstawowego modelu wsparcia, system świadectw pochodzenia jest stopniowo wygaszany poprzez brak możliwości wejścia do tego systemu nowych instalacji i stopniowe wychodzenie z niego instalacji po zakończeniu 15-letniego okresu wsparcia. Mogą z niego bowiem korzystać wyłącznie te instalacje OZE, w których energia elektryczna została wytworzona po raz pierwszy przed 1 lipca 2016 r. Instalacje, które są objęte systemem świadectw pochodzenia, mogą przejść do systemu aukcyjnego do koszyka przeznaczonego dla instalacji istniejących.
Mechanizm wsparcia zakłada, że wytwórcy energii OZE, w tym z elektrowni wiatrowych otrzymują świadectwa pochodzenia za każdą 1 MWh wyprodukowanej i wprowadzonej do sieci energii elektrycznej. Certyfikaty te wydaje Prezes URE na wniosek wytwórcy. Świadectwa pochodzenia (wynikające z nich prawa majątkowe) po zarejestrowaniu mogą stać się przedmiotem obrotu na Towarowej Giełdzie Energii S.A. Istotną różnicą w stosunku do systemu aukcyjnego jest to, że cena zielonych certyfikatów jest taka sama dla wszystkich wytwórców energii, niezależnie od typu źródła i wielkości instalacji oraz nie jest z góry znana i zmienia się w czasie. Pozytywną stroną tego systemu jest zagwarantowany ustawowy obowiązek spoczywający głównie na tzw. podmiotach zobowiązanych (głównie odbiorcach przemysłowych i przedsiębiorstwach energetycznych) do nabycia i przedstawienia Prezesowi URE do umorzenia określonej ilości zielonych certyfikatów. Sprzedaż świadectw pochodzenia jest dodatkowym źródłem dochodu dla wytwórcy energii elektrycznej z instalacji OZE.
Aukcyjny system wsparcia
Podstawowym mechanizmem wsparcia budowy instalacji wiatrowych w Polsce jest system aukcyjny, który zastąpił system świadectw pochodzenia. Zgodnie z ustawą OZE1 instalacje, w których pierwsze wytworzenie energii elektrycznej nastąpiło po 1 lipca 2016 r., mogą skorzystać wyłącznie z systemu aukcyjnego. Okres wsparcia, nie może być dłuższy niż 15 lat po raz pierwszy od dnia sprzedaży energii elektrycznej po dniu zamknięcia sesji aukcji. Główną zaletą systemu aukcyjnego jest jego stabilność oraz przewidywalność, co znacznie ułatwia inwestorom uzyskanie finansowania. Wynika ona po pierwsze z ceny sprzedaży energii elektrycznej, która obowiązuje w całym okresie wsparcia i oferty, która wygrała aukcję, a następnie jest corocznie waloryzowana wskaźnikiem inflacji po drugie wynika z łącznej ilości energii elektrycznej, która ma zostać sprzedana w ramach systemu aukcyjnego, którą również podaje się w ofercie. Ustawą z 17 września 2021 r. o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw6 przedłużono obowiązywanie systemu wsparcia do 30 czerwca 2047 r. Oznacza to zatem, że aukcje będą mogły być przeprowadzane do 31 grudnia 2027 r. Zgodnie z Ustawą OZE1 Rada Ministrów określa w rozporządzeniu maksymalne ilości i wartości energii elektrycznej, które mogą zostać sprzedane w drodze aukcji.
Każdego roku aukcje przeprowadzane są co najmniej jednokrotnie, odrębnie dla określonych w ustawie OZE tzw. koszyków aukcyjnych, obejmujących dany typ i wielkość instalacji OZE. Z perspektywy lądowej energetyki wiatrowej ważne są natomiast dwa koszyki aukcyjne obejmujące: instalacje wykorzystujące do wytwarzania energii elektrycznej energię wiatru na lądzie lub energię słoneczną o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nie większej niż 1 MW oraz instalacje wykorzystujące do wytwarzania energii elektrycznej energię wiatru na lądzie lub energię słoneczną o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 1 MW.
Oznacza to, że w ramach danej aukcji elektrownie wiatrowe konkurują z instalacjami fotowoltaicznymi, zarówno w koszyku do 1 MW, jak i powyżej 1 MW. Istnieją teoretycznie możliwości przeprowadzania aukcji w koszykach hybrydowych (dla instalacji wiatrowych i fotowoltaicznych) ale z uwagi na kryteria proceduralne i techniczne nie zostały w minionych latach rozstrzygnięte. Do aukcji mogą przystąpić wytwórcy, którzy posiadają ważne zaświadczenie o dopuszczeniu do aukcji wydane przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (prezes URE) oraz ustanowią gwarancję bankową bądź wpłacą kaucję w wysokości 60 zł za 1 kW mocy zainstalowanej projektowanej instalacji OZE. Podlegają one zwrotowi w terminie 30 dni od dnia rozstrzygnięcia aukcji, jeśli dana oferta nie wygrała aukcji bądź 90 dni, w przypadku wygrania aukcji liczonych od dnia wywiązania się przez wytwórcę z obowiązku pierwszej sprzedaży energii elektrycznej.
Uzyskanie zaświadczenia o dopuszczeniu do aukcji poprzedza procedura prekwalifikacji, którą przeprowadza Prezes URE. Polega ona na weryfikacji, czy instalacja OZE, która zamierza wziąć udział w aukcji, jest gotowa do realizacji. Potwierdzeniem gotowości jest posiadanie warunków przyłączenia do sieci lub zawartej umowy o przyłączenie oraz posiadanie ostatecznej i prawomocnej decyzji o pozwoleniu na budowę (ważnej jeszcze co najmniej przez 6 miesięcy). Dodatkowo wytwórca powinien przedstawić harmonogram rzeczowo-finansowy inwestycji i schemat instalacji ze wskazaniem urządzeń służących do wytwarzania i przesyłania energii elektrycznej.
Prezes URE ogłasza termin aukcji nie później niż 30 dni przed jej rozpoczęciem. W ogłoszeniu podaje się nie tylko termin, ale także maksymalną ilość i wartość energii elektrycznej, jaka może zostać sprzedana w danej aukcji. Jest to istotna informacja dla wytwórcy, który zamierza wziąć udział w aukcji. Oferta aukcyjna powinna bowiem, obok danych podmiotu ją składającego, zawierać m.in. oznaczenie instalacji OZE (w tym lokalizację, rodzaj i zainstalowaną moc elektryczną), łączną ilość energii elektrycznej wyrażoną w MWh i cenę wyrażoną w złotych, za jaką oferent zobowiązuje się sprzedać tę energię w ramach systemu aukcyjnego, w okresie wskazanym w ofercie. Cena wskazana w ofercie nie powinna przekraczać ceny referencyjnej określonej przez ministra właściwego do spraw klimatu w drodze rozporządzenia dla poszczególnych technologii i zakresów mocy. Aukcję prowadzi się w formie elektronicznej za pośrednictwem Internetowej Platformy Aukcyjnej. Wyniki aukcji Prezes Urzędu Regulacji Energetyki podaje do publicznej wiadomości w terminie 21 dni od zamknięcia aukcji.
Jak wspomniano wcześniej wygrana aukcja gwarantuje wytwórcy prawo do wsparcia (przez okres do 15 lat) polegające na zagwarantowaniu stałej ceny sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej w danej instalacji. Mechanizm ten polega na tym, że wytwórca sprzedaje energię elektryczną na rynku, a następnie może wystąpić o wyrównanie do ceny przyjętej w zwycięskiej ofercie aukcyjnej – jeżeli cena rynkowa (dzienna cena TGeBase) jest niższa niż oferta aukcyjna, lub zwraca różnicę, jeżeli cena rynkowa jest wyższa niż oferta aukcyjna (model tzw. kontraktu różnicowego). Powyższy mechanizm przewiduje tzw. prawo do pokrycia ujemnego salda. Ujemne saldo oblicza się na podstawie różnicy między wartością netto sprzedaży energii elektrycznej w danym miesiącu, przy przyjęciu cen wynikających z transakcji sesyjnych zawieranych na Towarowej Giełdzie Energii S.A. (TGE) na rynku dnia następnego, a wartością tej energii ustalonej na podstawie ceny zawartej w ofercie wytwórcy, która wygrała aukcję, z uwzględnieniem waloryzacji o wskaźnik inflacji. Ujemne saldo jest wypłacane wytwórcy przez operatora rozliczeń w terminie 30 dni od otrzymania stosownego wniosku. Jeśli ceny energii elektrycznej na TGE będą wyższe niż cena przyjęta w zwycięskiej ofercie aukcyjnej (z uwzględnieniem waloryzacji), wówczas mamy do czynienia z tzw. dodatnim saldem. Dodatnie saldo wykorzystywane jest do bieżącego rozliczania ujemnego salda. Obecnie po wprowadzeniu trzyletniego okresu rozliczenia – jeśli na koniec okresu rozliczeniowego wciąż zostanie nadwyżka, wytwórca ma obowiązek dokonać jej zwrotu na rzecz operatora w terminie do 6 miesięcy od zakończenia tego okresu. Zasady dotyczące sposobu rozliczenia dodatniego salda dotykają szczególnie tych wytwórców, których oferty aukcyjne przewidywały ceny dużo niższe niż rynkowe ceny energii.
Rozliczeń w systemie aukcyjnym wykonuje Zarządca Rozliczeń S.A., który nie tylko dokonuje weryfikacji wniosków o wypłatę ujemnego salda i rozlicza saldo dodatnie, ale także gwarantuje stabilność systemu wsparcia. Pobiera on bowiem od operatora systemu przesyłowego środki zgromadzone z tytułu opłaty OZE przeznaczanej na pokrycie ujemnego salda, a w przypadku, gdy okażą się niewystarczające, ma obowiązek pozyskania środków na jego pokrycie.
Wytwórca, który wygrał aukcję jest zobowiązany, aby urządzenia, które wchodzą w skład danej instalacji wykorzystującej wiatr na lądzie, nie były starsze niż 33 miesiące bezpośrednio poprzedzające dzień wytworzenia po raz pierwszy energii elektrycznej w tej instalacji. Pierwsza sprzedaż energii elektrycznej powinna nastąpić nie później niż 33 miesiące po dniu zamknięcia sesji aukcji. Niedotrzymanie tego obowiązku wiąże się nie tylko z utratą kaucji albo ryzykiem realizacji gwarancji bankowej, ale przede wszystkim z wykluczeniem danego projektu z systemu aukcyjnego na okres 3 lat. Wytwórca energii jest zobowiązany również do sprzedaży w ramach systemu aukcyjnego wolumenu energii elektrycznej określonego w zwycięskiej ofercie, przy czym obowiązek ten jest rozliczany po zakończeniu każdych pełnych 3 lat okresu wsparcia pod rygorem nałożenia przez Prezesa URE administracyjnej kary pieniężnej, jeśli ilość ta w danym okresie okaże się mniejsza niż 85% ilości energii określonej w ofercie. Od tego obowiązku możliwe są wyjątki, jeśli wytwórca pozostawał w gotowości do wytworzenia energii, ale nastąpiły ograniczenia wynikające ze zmian przepisów prawa, konieczności zapewnienia bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej, awarii systemu elektroenergetycznego, działania siły wyższej czy wystąpienia przeszkód technicznych niezależnych od wytwórcy.
W jeszcze w 2026 roku planowana jest zmiana kryteriów oceny ofert aukcyjnych. Inwestorzy planujący budowę farm wiatrowych nie będą mogli konkurować wyłącznie ceną energii. Wprowadzone mają być kryteria pozacenowe (z wagą 30%) takie jak ocena łańcucha dostaw, wpływ na lokalną gospodarkę oraz innowacyjność i stabilność sieci. Celem zmian jest wdrożenie do polskiego prawa unijnych wytycznych zmierzających to tego, aby państwowe wsparcie finansowe nie trafiało do najtańszych projektów bazujących w 100% na tanich komponentach produkowanych poza Europą, lecz wspierało rozwój europejskiego przemysłu i bezpieczeństwo energetyczne.
Korporacyjne umowy sprzedaży energii elektrycznej (cPPA)
Coraz częstszym sposobem finansowania inwestycji w OZE są wprowadzone do prawa polskiego – Ustawą z 17 sierpnia 2023 r. o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw7 – umowy sprzedaży energii elektrycznej wytworzonej z odnawialnego źródła energii PPA (z ang. power Purchase Agreement). Ich odmianą sąkorporacyjne umowy sprzedaży energii elektrycznej cPPA (z ang. Corporate Power Purchase Agreement, które zawierane są bezpośrednio pomiędzy producentem zielonej energii a odbiorcą biznesowym (korporacją). Stanowią one zwykle długoterminowy kontrakt handlowy, zgodnie z którym, producent jest zobowiązany do dostarczania określonej ilości energii z ustalonego źródła oraz w określonym czasie. Odbiorca z kolei jest zobowiązany do zakupu i zapłaty za energię po ustalonej w umowie cenie.
Inwestorzy coraz częściej patrzą na tego typu umowy jak na alternatywę dla aukcyjnego systemu wsparcia. Umowy tego typu mogą stanowić istotny element finansowania przez banki instalacji OZE (w tym farm wiatrowych) bądź instytucje finansujące w formule tzw. project finance. Zakłada ona, że umowa cPPA, zapewni źródło spłaty kredytu zaciągniętego przez wytwórcę na budowę instalacji OZE. Z perspektywy wytwórcy i odbiorcy są również instrumentem hedgingowym zabezpieczającym stałą cenę energii elektrycznej w czasie obowiązywania umowy, chroniącym strony przed rynkowymi wahaniami cen. Dodatkowym przedmiotem umów cPPA jest także sprzedaż gwarancji pochodzenia, które stanowią poświadczenie, że energia elektryczna została wytworzona z odnawialnych źródeł energii.
Funkcjonują dwa zasadnicze modele umów cPPA: fizyczny oraz wirtualny. Zgodnie z Prawem energetycznym3 w przypadku fizycznej umowy cPPA transport energii elektrycznej stanowiącej przedmiot tej umowy może odbywać się na podstawie umowy o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji, w przypadku, gdy strony tej umowy zostały uprzednio przyłączone do sieci albo za pomocą linii bezpośredniej. Na podstawie fizycznej umowy cPPA wytwórca sprzedaje energię elektryczną do odbiorcy z jej fizyczną dostawą i przeniesieniem własności. Odbiorcą energii może być zarówno odbiorca końcowy (zakup na własny użytek), jak i przedsiębiorstwo energetyczne prowadzące działalność gospodarczą w zakresie obrotu energią elektryczną (spółka obrotu).
W wirtualnym modelu umowy cPPA, określanym jako vPPA (z ang. Virtual Power Purchase Agreement), nie dochodzi do fizycznej dostawy energii elektrycznej między stronami. Model ten zakłada, że wytwórca sprzedaje energię elektryczną na rynku, np. spółce obrotu zamiast bezpośrednio odbiorcy, a odbiorca kupuje energię elektryczną na rynku, np. od spółki obrotu, i odbywa się to niezależnie od zawartej umowy PPA. Przedmiotem umowy PPA jest zatem rozliczenie finansowe, a konkretnie kontrakt różnicowy rozliczany między stronami w odniesieniu do wybranego instrumentu bazowego, np. cen ustalonych na Rynku Dnia Następnego prowadzonego przez Towarową Giełdę Energii S.A. i w odniesieniu do ustalonej przez strony ceny energii elektrycznej, z uwzględnieniem ustalonego wolumenu energii elektrycznej wytworzonej w instalacji OZE.
Kredyty bankowe
Dominującą formułą finansowania przez banki inwestycji OZE jest project finance. Zaletą tego typu finansowania jest możliwość finansowania spółki realizującej inwestycje pomimo braku zdolności kredytowej na etapie oceny projektu udzielenie finansowania w takim przypadku możliwe jest w oparciu o przyszłe prognozowane przepływy finansowe oraz jej aktualne i przyszłe aktywa stanowiące zabezpieczenie finansowania.
Udzielenie finansowania w formule project finance pozwala inwestorom na efektywne zaangażowanie środków poprzez sfinansowanie posiadanym kapitałem jedynie części kosztów inwestycji oraz uzupełnienie brakującej części środkami pochodzącymi z kredytu. Ten rodzaj finansowania pozwala również na racjonalne zarządzanie ryzykiem poprzez współdzielenie go w uzgodnionych proporcjach z instytucją finansową. W zależności od wysokości kosztów projektu, kosztów finansowania projektu oraz wielkości prognozowanych przepływów finansowych, które generował będzie projekt po jego wybudowaniu, udziały zaangażowanego przez inwestora kapitału w stosunku do udziału możliwego do uzyskania zadłużenia finansowego zwykle mieszczą się w granicach 20–35% (kapitał) do 80–65% (dług).
Instytucje finansowe najczęściej będą wymagać przed podjęciem decyzji o finansowaniu przedstawienia szczegółowego audytu technicznego, prawnego, ubezpieczeniowego i środowiskowego w celu identyfikacji potencjalnych czynników ryzyka projektu. W przypadku realizacji elektrowni wiatrowych szczególnie ważna jest profesjonalna analiza produkcji energii wykonana w oparciu o pomiary i międzynarodowe techniczne wytyczne i standardy. Ryzyka mogą dotyczyć np. terminowego zakończenia projektu, podwyższenia kosztów projektu, zapewnienia działalności operacyjnej i stabilnych przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej.
Rozwiązaniem preferowanym przez instytucje finansowe jest alokacja przez kredytobiorcę zidentyfikowanych ryzyk pomiędzy głównych uczestników procesu inwestycyjnego, takich jak dostawcy turbin czy wykonawcy robót jak również nabywcy energii elektrycznej (np. poprzez długoterminowe umowy sprzedaży energii cPPA). Ryzyko np. kar na rzecz nabywcy energii z tytułu opóźnień w dostawach spowodowanych opóźnieniami w realizacji robót powinno zostać przez kredytobiorcę alokowane poprzez odpowiednie zapisy w umowie z wykonawcą/dostawcą, który za to ryzyko odpowiada. Ryzyka, za które trudno określić odpowiedzialnych (siła wyższa, zmiany legislacyjne) powinny zostać objęte ochroną ubezpieczeniową. Rozwiązaniem optymalnym jest zapewnienie warunkowego wsparcia finansowego w postaci gwarancji, poręczenia lub innego instrumentu wsparcia udzielonego przez podmiot o silnej i stabilnej pozycji finansowej akceptowalnej dla instytucji finansującej i inwestora. Istotne jest również ustanowienie zabezpieczenia (zastawy, hipoteki lub przelewy wierzytelności) na rzecz instytucji finansujących na wszelkich należących do kredytobiorcy aktywach, w tym ruchomościach, nieruchomościach, prawach i środkach pieniężnych. Instytucje finansujące oczekują zabezpieczenia przez kredytobiorcę wydatków inwestycyjnych przed ryzykiem kursowym, jak również zabezpieczenia otrzymanego finansowania przed wahaniami zmiennej stopy procentowej. W obu przypadkach instytucje finansowe oferują odpowiednie instrumenty zabezpieczenia (np. forward, IRS itp.).
Pożądanym etapem przygotowania projektu warunkującym rozpoczęcie finansowania jest uzyskanie statusu RtB czyli „gotowy do budowy” (ang. Ready to build). Oznacza to, że wykonane audyty potwierdzają m.in. ostateczność pozwoleń na budowę, tytuł do nieruchomości na cele budowlane, na której realizowana będzie inwestycja, trwałość przez okres finansowania zarówno samej inwestycji jak i źródeł dochodów itd.
Programy ze środków unijnych i krajowych
Programy wsparcia energetyki wiatrowej w 2026 roku można podzielić z uwagi na segment odbiorców. Do prosumentów skierowany jest Program Moja Elektrownia Wiatrowa. Dofinansowuje on w formie dotacji zakup i montaż przydomowych turbin (1–20 kW) oraz magazynów energii. Pomimo aktualnego wyczerpania środków, spodziewana jest kontynuacja programu jeszcze w 2026 roku. Dla podmiotów gospodarczych pragnących zrealizować duże projekty wiatrowe na lądzie istnieje Program NFOŚiGW na lata 2021–2027 z Funduszy Europejskich na Infrastrukturę, Klimat, Środowisko (FEnIKS). NFOŚiGW jest również operatorem środków unijnych w ramach Funduszu Modernizacyjnego.
Z tych środków w Polsce możliwe jest finansowanie dużych inwestycje w odnawialne źródła energii (OZE) realizowanych przez przedsiębiorstwa. Warto również wspomnieć o Programie NFOŚiGW Energia dla Wsi, który oferuje dotacje i pożyczki na budowę elektrowni wiatrowych (do 10 MW) na terenach wiejskich i miejsko-wiejskich. Szczegółowe wytyczne dla wnioskodawców oraz aktualne informacje o trwających naborach można znaleźć na stronie NFOŚiGW 9 .
W drugiej części artykułu poruszane będą kwestię procesu przygotowawczego realizacji instalacji wiatrowych na lądzie, a w trzeciej omówiony będzie proces realizacji, okres eksploatacji i utrzymania.
Źródła:
[1] t.j. Dz.U. z 2024 r., poz. 1361 z późn. zm.
[2] Dz.U. UE. L. z 2009 r. Nr 140, str. 16 ze zm.
[3] t.j. Dz.U. z 2024 r., poz. 266 z późn. zm.
[4] t.j. Dz.U. z 2024 r., poz. 317.
[5] Dz.U. z 2023 r., poz. 553.
[6] Dz.U. 2021 r., poz. 1873.
[7] (Dz.U. z 2023 r., poz. 1762).
[8] https://eur-lex.europa.eu/legal-content/PL/TXT/PDF/?uri=OJ:L_202302413