Ekonomika lądowej energetyki wiatrowej w Europie przestała być przedmiotem sporu. Niemiecki rząd szacuje spodziewane wsparcie dla nowych turbin lądowych na 8,2 centa za kilowatogodzinę, a koszt produkcji energii w gazowych elektrowniach rezerwowych na 132 do 366 euro za megawatogodzinę, czyli mniej więcej 13 do 37 centów za kilowatogodzinę. Z danych publikowanych przez samo państwo wynika, że tani megawat już wygrał.

Nierozstrzygnięte pozostaje, ile czasu zajmuje jego zbudowanie. Ta różnica między ceną a zgodą definiuje dziś rynek lądowy w Niemczech i w Polsce, a ślady widać w trzech osobnych miejscach.

Popyt nie jest wąskim gardłem

W niemieckiej aukcji lądowej z lutego 2026 r. złożono 924 oferty na 7 858 MW przy dostępnym wolumenie 3 445 MW. Zgłosiło się ponad dwa razy więcej gotowych mocy, niż państwo chciało zakontraktować. Qualitas Energy zdobyła z tego 126 MW w trzech projektach w Dolnej Saksonii, Nadrenii Północnej-Westfalii i Badenii-Wirtembergii. To 18 turbin, które mają zasilić około 84 tys. gospodarstw domowych, a firma ma w Niemczech jeszcze 3 GW w późnej fazie rozwoju.

Kapitał też nie jest ograniczeniem. Ørsted sprzedał całą swoją europejską działalność lądową funduszowi Copenhagen Infrastructure Partners za 1,44 mld euro. Portfel obejmuje 578 MW w eksploatacji i 248 MW w budowie w Irlandii, Wielkiej Brytanii, Niemczech i Hiszpanii. Sprzedający, który koncentruje się na offshore, i kupujący, który płaci taką cenę za wiatr lądowy, fotowoltaikę i magazyny, mówią to samo z dwóch stron: aktywo jest finansowalne i stoi po nie kolejka.

Ograniczeniem są procedury

W Polsce ta rozbieżność brzmi najgłośniej. Podczas Europejskiego Kongresu Gospodarczego w Katowicach Olga Sypuła, wiceprezes i dyrektor regionalna na Europę Środkową w European Energy, powiedziała, że nie widzi żadnej poprawy w procesie inwestycyjnym i że nigdy nie było tak trudno, bo co roku pojawiają się nowe bariery. Paneliści wskazywali na ograniczenia związane z korytarzami lotniczymi i nowe wytyczne dotyczące monitoringu ptaków jako najtrudniejsze do obejścia.

Reforma przyłączeniowa miała pomóc. Deklarowane cele, czyli pełna przejrzystość, wyeliminowanie spekulantów i uporządkowanie procedur, nie budziły sporu. Wątpliwości dotyczyły wykonania, a ocena Sypuły była taka, że w praktyce może się niewiele zmienić. To ważniejsze, niż brzmi, bo o tym, kiedy projekt zacznie zarabiać, decydują dziś kolejki przyłączeniowe, a nie ceny turbin.

Co łańcuch dostaw robi mimo wszystko

Gdy trwa spór o pozwolenia, baza przemysłowa cały czas się buduje. Polski Enprom zdobył kontrakt na rozruch lądowej stacji elektroenergetycznej Baltica 2 w Osiekach Lęborskich w gminie Choczewo, z 21-miesięcznym zakresem prac, i jest obecny na wszystkich czterech farmach wiatrowych budowanych w polskim Bałtyku. To projekt morski, ale wniosek się przenosi: krajowe firmy uczą się prac przyłączeniowych wysokiego napięcia w dużej skali, a te kompetencje działają również na lądzie.

Sypuła podała warunek, jaki się z tym wiąże. Chciałaby, żeby udział polskich firm sięgał 70 proc., ale zaznaczyła, że wymaga to ciągłości procesu inwestycyjnego i tego, by prawo szło w tym samym kierunku co polityka. Dodała, że rozluźnienie przepisów nie sprawi, że fabryki powstaną z dnia na dzień. Moce przemysłowe idą za wiarygodnym portfelem projektów, nie za zapowiedzią.

Na co patrzeć dalej

Trzy rzeczy pokażą, czy luka się domyka. Po pierwsze, czy niemieckie aukcje pozostaną mocno nadsubskrybowane, co oznaczałoby, że wąskie gardło przesunęło się w całości za przetarg. Po drugie, czy polska reforma przyłączeniowa da mierzalnie krótsze kolejki, a nie kolejkę przebudowaną. Po trzecie, czy udział lokalnego komponentu w polskich projektach rośnie sam z siebie, czy tylko tam, gdzie wymusił to konkretny projekt.

Żadna z tych rzeczy nie zależy od kosztu turbiny. Przy 8,2 centa wobec gazu trzy do czterech razy droższego technologia obroniła się sama. Reszta to administracja, a problemy administracyjne rządy potrafią naprawić najszybciej, jeśli tylko zdecydują się to zrobić.