Sieć staje się limitem wzrostu OZE w Europie. To już nie problem techniczny, tylko gospodarczy

Lead

Europejska transformacja energetyczna coraz wyraźniej wpada na barierę, której nie widać na samych wykresach nowych mocy. ACER pokazuje szybki wzrost inwestycji w sieci dystrybucyjne, a Ember ostrzega, że ograniczenia sieciowe mogą zagrozić nawet 120 GW planowanych OZE. Przypadek RWE w Walii pokazuje, że to nie jest abstrakcyjny problem raportowy, tylko realny powód wycofywania projektów.

Co wiemy

Z danych ACER opisanych przez pv magazine wynika, że inwestycje w europejskie sieci dystrybucyjne wzrosły między 2021 a 2024 rokiem o 51 proc. - do 35,3 mld euro rocznie. Według regulatora do 2027 roku nakłady mogą dojść do 46,7 mld euro.

Ten wzrost nie oznacza jednak, że system działa już sprawnie. ACER zwraca uwagę na kilka słabych punktów: rozdrobnienie operatorów, utrzymujący się CAPEX bias, nierówną cyfryzację i zbyt słabą przejrzystość wykorzystania sieci. Prawie dwie trzecie operatorów dystrybucyjnych w UE jest dziś zwolnionych z obowiązku przygotowywania planów rozwoju sieci.

Jeszcze mocniej widać to w analizie Ember opisanej przez PV Tech i pv magazine. Think tank szacuje, że w Europie istnieje możliwy niedobór 104 GW przepustowości dla projektów utility-scale, a 66 proc. z 158 GW nowych OZE planowanych do 2030 roku może nie dojść do skutku z powodu braku dostępu do sieci. W ośmiu krajach - w tym w Polsce - dostępna przepustowość ma dziś wystarczać na mniej niż 10 proc. planowanych przyrostów.

Problem nie kończy się na wielkich farmach. Ember wskazuje też ryzyko opóźnień dla rooftop solar. Polska znajduje się w grupie rynków, gdzie ponad pół miliona gospodarstw może napotkać bariery przy próbie podłączenia nowych instalacji.

Do tego dochodzą kolejki przyłączeniowe. W dziesięciu krajach Europy w kolejce czeka niemal 700 GW projektów PV i wiatrowych. W Wielkiej Brytanii liczba wniosków o przyłączenie wzrosła między styczniem a czerwcem 2025 roku o 460 proc. W takim tle RWE wycofało projekt 99,9 MW PV+BESS w Walii, uznając, że dostępność przyłącza nie pozwala dziś obronić jego opłacalności.

Czego jeszcze nie wiemy

Nie wiadomo jeszcze, które kraje najszybciej przełożą diagnozę ACER i Ember na realne reformy procesu przyłączeniowego. Wiemy, że coraz częściej mówi się o non-firm connections, grid-enhancing technologies i lepszym porządkowaniu kolejek, ale skala wdrożenia wciąż jest nierówna.

Nie wiadomo też, jak szybko rosnące wydatki na sieć zamienią się w realnie użyteczną przepustowość. Wzrost CAPEX-u nie zawsze oznacza poprawę gotowości systemu, jeśli równolegle nie zmieniają się zasady planowania, cyfryzacji i wynagradzania operatorów.

Co to może oznaczać

Najważniejsza zmiana polega na tym, że gotowość sieci staje się miarą gotowości gospodarki do elektryfikacji. Jeszcze niedawno debata o OZE skupiała się głównie na kosztach technologii i tempie budowy nowych mocy. Dziś coraz częściej decydują nie same megawaty, ale to, czy projekt dostanie sensowne warunki przyłączenia i czy system potrafi wykorzystać istniejącą infrastrukturę mądrzej niż dotąd.

Dla Polski to bardzo praktyczny sygnał. Nasz rynek od dawna żyje odmowami przyłączeniowymi, długimi terminami i ograniczoną przejrzystością lokalnych warunków sieciowych. Jeśli ACER wprost mówi o problemie z CAPEX bias, a Ember pokazuje niedobór przepustowości, to oznacza, że same inwestycje w kable i stacje mogą nie wystarczyć. Coraz większe znaczenie będą miały także elastyczność, dane, cyfryzacja i nowe zasady przyłączeń.

To przesuwa punkt ciężkości również dla inwestorów. Lepszy projekt to dziś nie tylko lepszy moduł albo lepszy CAPEX, ale też lepsza pozycja sieciowa. W praktyce wartość projektu coraz częściej zależy od jakości przyłącza i przewidywalności procesu, a nie wyłącznie od samej mocy.

Kiedy trzeba uważać

Nie warto wyciągać z tych danych zbyt prostego wniosku, że Europa "utknęła" i nic nie da się zbudować. Mowa o ryzyku i o niedopasowaniu systemowym, a nie o ostatecznym zatrzymaniu transformacji. Część brakującej przepustowości można odblokować szybciej dzięki rozwiązaniom organizacyjnym i elastycznościowym.

Z drugiej strony równie mylące byłoby stwierdzenie, że problem rozwiąże się sam, skoro nakłady inwestycyjne rosną. ACER opisuje dokładnie odwrotną sytuację: bez zmiany modelu działania operatorów i regulatorów sam wzrost wydatków może okazać się za mało skuteczny.

Zakończenie

Transformacja energetyczna w Europie wchodzi w etap, w którym sieć przestaje być zapleczem zmian. Staje się ich głównym warunkiem. I właśnie dlatego pytanie o kolejne gigawaty OZE coraz częściej trzeba dziś poprzedzić innym: czy system naprawdę ma je gdzie przyjąć.

Źródła

• pv magazine, European grid investment to nearly double by 2027, says ACER, 15.04.2026
• PV Tech, EU grid constraints put 120GW of renewables at risk, 01.04.2026
• pv magazine, Grid bottlenecks threaten 120 GW of planned renewables in Europe, 01.04.2026
• pv magazine, RWE drops 99.9 MW solar project in Wales on grid constraints, 15.04.2026