Gdy w maju 2026 roku Wind Industry Hub, Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej (PSEW) i CEE Energy Group wyceniły polski rynek wiatru na lądzie, liczba szybko poszła w świat: do 214 mld zł w latach 2026–2040. Cztery miesiące później, gdy rządowy plan energetyczno-klimatyczny wciąż definiuje stronę popytową, a przeciążenie sieci wyznacza fizyczną granicę, warto zapytać, co ta liczba naprawdę zakłada i co musi się udać, by stała się faktem.

Z czego składa się 214 mld zł

Polska Strategia Rozwoju Przemysłu Wiatrowego na Lądzie dzieli tę kwotę na 150 mld zł nakładów inwestycyjnych i 60 mld zł wydatków na eksploatację i utrzymanie. Rachunek opiera się na jednym warunku: Polska co roku dodaje 1,5–2 GW mocy na lądzie i w ciągu około piętnastu lat dochodzi do 34 GW zainstalowanych. Przy takim tempie roczny strumień inwestycji mógłby sięgnąć 17 mld zł.

Argumentacja autorów jest przemysłowa, nie energetyczna. Polskie firmy już przejmują 70–90 proc. wartości projektów w budownictwie i infrastrukturze towarzyszącej oraz około 75 proc. w eksploatacji i serwisie. Luka dotyczy technologii turbin, gdzie udział krajowy wynosi około 25 proc. „Energetyka wiatrowa na lądzie to nie tylko infrastruktura energetyczna. Powinna być fundamentem programu budowy nowoczesnego polskiego przemysłu” – mówiła przy premierze Dominika Taranko, dyrektor zarządzająca Wind Industry Hub. Prezes PSEW Janusz Gajowiecki wskazywał na rynek europejski około piętnastokrotnie większy od krajowego, pod warunkiem że producenci otrzymają wsparcie administracyjne i przewidywalność inwestycyjną.

Strategia porządkuje odpowiedź w cztery programy priorytetowe – krajowa baza stalowa i budowlana, kompetencje EPC, długoterminowe zdolności serwisowe i repowering oraz włączenie w łańcuch technologii turbin – wsparte sześcioma pakietami wdrożeniowymi dotyczącymi stabilności rynku, regulacji unijnych, finansowania, koordynacji, innowacji i kadr. Wraz z wcześniejszą strategią przemysłu offshore tworzy wspólną mapę krajowego łańcucha dostaw dla energetyki wiatrowej.

Czy popyt istnieje?

Tło popytowe daje projekt Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu (KPEiK), opublikowany przez Ministerstwo Energii na początku 2026 roku. Zakłada on głęboką elektryfikację, która podniesie zużycie energii elektrycznej do około 200 TWh w 2030 roku i 270 TWh w 2040 roku, wzrost mocy zainstalowanej w KSE powyżej 90 GW do 2030 roku i jej podwojenie względem 2025 roku do 2040 roku oraz udział OZE w produkcji energii elektrycznej na poziomie 51,6–53,2 proc. w 2030 roku, zależnie od scenariusza. Wiatr na lądzie i na morzu oraz fotowoltaika są wskazane jako główne źródła, a atom ma zapewnić stabilną podstawę od końca lat 30.

Minister energii Miłosz Motyka nazwał plan „najważniejszą mapą drogową rozwoju polskiej energetyki”, a resort prognozuje spadek jednostkowych kosztów wytwarzania o 8 proc. do 2030 roku i 18 proc. do 2040 roku względem 2025 roku. Na papierze 34 GW wiatru na lądzie mieści się więc w systemie, który planuje rząd. KPEiK nie gwarantuje jednak rocznego tempa budowy; wyznacza cel, a kadencja 1,5–2 GW ze strategii przemysłowej jest założeniem co do tego, jak szybko rynek może się w nim poruszać.

Ograniczeniem jest sieć

Zmienną, na którą strategia nie ma wpływu, jest przesył. Badanie Aurora Energy Research z czerwca 2026 roku wykazało, że zarządzanie ograniczeniami sieciowymi w Europie sięgnęło 72 TWh w 2024 roku, a Polska już ograniczała 5–10 proc. produkcji z OZE, bo sieć nie była w stanie jej przyjąć. Modelowanie Aurory wskazuje, że zwiększenie transgranicznych mocy przesyłowych o 25 proc. pozwoliłoby Europie przyjąć dodatkowe 27 TWh z wiatru i słońca do 2040 roku, wypierając około 35 TWh generacji gazowej.

Dla Polski wniosek jest bezpośredni. Każdy gigawat dodany bez odpowiadającej mu mocy sieci zwiększa ograniczenia produkcji i osłabia rachunek przychodów kolejnego projektu, co z kolei kurczy portfel zamówień, który strategia przemysłowa próbuje zbudować. Kwota 214 mld zł jest więc w równym stopniu liczbą sieciową, co turbinową.

Na co patrzeć

Trzy wskaźniki pokażą, czy plan jest na dobrej drodze. Pierwszy to roczny przyrost mocy: stałe wyniki poniżej 1,5 GW przesuwają cel 34 GW poza 2040 rok. Drugi to udział krajowy w technologii turbin; ambicja strategii stoi lub upada w zależności od tego, czy te 25 proc. uda się podnieść przez produkcję gondol, łopat i komponentów. Trzeci to inwestycje operatora przesyłowego i tempo rozbudowy interkonektorów, które zdecydują, czy nowe farmy sprzedadzą swoją produkcję, czy ją stracą. Ostateczna wersja KPEiK i wolumeny aukcyjne, które po niej nastąpią, nadadzą ton wszystkim trzem.