Pierwszy Prąd z Bałtyku - Jak Offshore wpłynie na rynek energii?
Baltic Power dostarczył pierwszy prąd do sieci. Sprawdzamy docelową moc offshore w I i II fazie, system wsparcia CfD i szansę, jaką rosnąca podaż OZE tworzy dla magazynów energii.
10 lipca 2026 r. do sieci popłynęły pierwsze megawatogodziny z Baltic Power - pierwszej morskiej farmy wiatrowej na polskim Bałtyku. To moment, na który polski sektor offshore czekał od lat prac legislacyjnych i inwestycyjnych. W tym artykule wyjaśniamy, ile mocy offshore ma powstać w kolejnych fazach, jak działa system wsparcia dla tej technologii i dlaczego rosnąca podaż energii z OZE, w tym z morskich farm, otwiera realną szansę biznesową dla magazynów energii.
Baltic Power - pierwsze fakty
Baltic Power to wspólny projekt Orlenu i kanadyjskiego Northland Power, zlokalizowany ok. 23 km od brzegu, na wysokości Łeby i Choczewa, na obszarze ok. 130 km². Kluczowe liczby:
- 76 turbin wiatrowych, łączna moc ok. 1,2 GW
- Docelowa produkcja odpowiada ok. 3% rocznego zapotrzebowania Polski na energię elektryczną - wystarczy dla ponad 1,5 mln gospodarstw domowych
- 10 lipca 2026 r. uruchomiono lądową stację elektroenergetyczną w Choczewie i przesłano do sieci pierwsze testowe megawatogodziny z morskich turbin
- Pełna produkcja komercyjna jest planowana na drugą połowę 2026 r.
- Inwestycja otrzymała 900 mln PLN dofinansowania z Krajowego Planu Odbudowy (KPO) - to część szerszej umowy Orlenu z Bankiem Gospodarstwa Krajowego na łącznie 3,5 mld PLN wsparcia dla morskiej energetyki wiatrowej, która obejmuje też przygotowanie projektu Baltic East
Ile mocy offshore powstanie - faza I i faza II
System wsparcia morskiej energetyki wiatrowej w Polsce podzielony jest na dwie fazy, różniące się mechanizmem przyznawania wsparcia:
| Faza | Mechanizm | Docelowa moc | Status |
|---|---|---|---|
| Faza I | Decyzje administracyjne (wnioski do marca 2021) | do 5,9 GW do 2030 r. | W budowie/realizacji - Baltic Power jako pierwszy projekt |
| Faza II | Aukcje konkurencyjne (od 2023 r.) | dodatkowe ok. 12 GW | Pierwsza aukcja rozstrzygnięta w grudniu 2025 r. |
W grudniu 2025 r. w pierwszej aukcji fazy II wsparcie na łącznie 3,435 GW otrzymały trzy projekty: Baltic East (900 MW), Baltica 9 (975 MW) i Bałtyk I (1560 MW), z cenami w przedziale 476,88-492,32 PLN/MWh, przy pułapie cenowym 485-512 PLN/MWh (zależnie od obszaru). Zaktualizowana Polityka Energetyczna Polski do 2040 r. mówi już o ambicji sięgającej 18 GW mocy offshore w dłuższej perspektywie, choć to cel kierunkowy, a nie twardy termin.
System wsparcia: dwustronny kontrakt różnicowy (CfD)
Podstawą prawną całego systemu jest ustawa z 17 grudnia 2020 r. o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych (Dz.U. 2021 poz. 234, obecnie tekst jednolity Dz.U. 2025 poz. 498). To ona wprowadza dla offshore odrębny od lądowych aukcji OZE mechanizm wsparcia - dwustronny kontrakt różnicowy (Contract for Difference, CfD) - i reguluje m.in. zasady przyznawania wsparcia, obowiązki łańcucha dostaw oraz procedury przyłączeniowe. Stroną kontraktu obok producenta jest Zarządca Rozliczeń S.A. - spółka wykonująca w tym systemie zadania państwa i odpowiedzialna za rozliczenia. Mechanizm działa w czterech krokach:
- Przyznanie prawa do pokrycia ujemnego salda i ustalenie ceny referencyjnej (strike price). W fazie I decyzję administracyjną wydaje Prezes URE, a cenę referencyjną wyznacza rozporządzenie ministra właściwego ds. klimatu - bez konkurencyjnego przetargu. W fazie II cenę wyłania konkurencyjna aukcja (zasada pay-as-bid: wygrywają najniższe oferty do wyczerpania puli mocy). W obu przypadkach poziom ceny ma pokryć koszt wytworzenia energii na morzu - CAPEX, OPEX i wymagany zwrot z kapitału.
- Sprzedaż energii na rynku hurtowym. Producent sprzedaje wyprodukowaną energię normalnie, po cenie rynkowej z danej godziny - kontrakt różnicowy nie zastępuje sprzedaży, tylko koryguje jej wynik finansowy.
- Porównanie ceny rynkowej ze strike price. Rozliczenie odbywa się okresowo (w praktyce miesięcznie), na podstawie średniej ważonej wolumenem ceny rynkowej, jaką producent uzyskał w danym okresie.
- Wyrównanie przez Zarządcę Rozliczeń. Gdy cena rynkowa jest niższa od ceny referencyjnej, Zarządca Rozliczeń dopłaca producentowi różnicę - to tzw. pokrycie ujemnego salda. Gdy cena rynkowa jest wyższa od ceny referencyjnej, role się odwracają i to producent musi oddać nadwyżkę do systemu rozliczeń.
Ten symetryczny charakter jest kluczowy dla oceny ryzyka: z punktu widzenia banku finansującego projekt CfD eliminuje ryzyko cenowe niemal całkowicie (przychód na MWh jest z góry znany), ale z punktu widzenia budżetu państwa i konsumentów zabezpiecza też przed przepłacaniem, gdy ceny hurtowe rosną - offshore nie jest więc ani czystą dotacją, ani czystą ekspozycją na rynek, tylko instrumentem hedgingowym finansowanym w obie strony.
Przykład: kontrakt Baltic Power. Prezes URE przyznał projektowi prawo do pokrycia ujemnego salda decyzją z czerwca 2021 r., przy cenie referencyjnej 319,60 PLN/MWh - to była pierwsza taka decyzja wydana w ramach fazy I. Decyzja nałożyła też obowiązek wytworzenia i wprowadzenia energii do sieci w ciągu 7 lat od jej wydania, czyli do 2028 r. - termin, który Baltic Power wyprzedził o dwa lata, dostarczając pierwszy prąd już w lipcu 2026 r. Kontrakt obowiązuje przez 25 lat od pierwszego wprowadzenia energii do sieci, a przypisana mu cena referencyjna jest przez cały ten okres co roku indeksowana wskaźnikiem inflacji (CPI publikowanym przez GUS) - to standardowy element konstrukcji polskich (i większości europejskich) kontraktów różnicowych, mający chronić realną wartość wsparcia przed erozją inflacyjną na przestrzeni ćwierćwiecza.
Poziom cen referencyjnych w kolejnych naborach:
- Faza I: cena maksymalna dla decyzji z 2021 r. (w tym Baltic Power) to 319,60 PLN/MWh
- Faza II: ceny wyłonione w pierwszej aukcji z grudnia 2025 r. - 476,88-492,32 PLN/MWh
Wolumen wsparcia: niezależnie od 25-letniego okresu, ilość energii objętej wsparciem jest dodatkowo ograniczona wzorem: moc zainstalowana × 100 000 godzin - to praktyczny limit na cały okres wsparcia, nie roczny.
Rosnąca podaż OZE to szansa dla magazynów energii
Uruchomienie Baltic Power to dopiero początek fali nowej mocy offshore - a to w połączeniu z już zainstalowanymi ok. 27 GW fotowoltaiki i ponad 11 GW lądowej energetyki wiatrowej (patrz nasz wprowadzenie do rynku OZE) systematycznie zwiększa udział OZE w krajowym miksie energetycznym.
Rosnąca podaż z niesterowalnych źródeł OZE to fundamentalna zmiana w sposobie działania systemu elektroenergetycznego, nie tylko wzrost liczby GW w statystykach. Elektrownie konwencjonalne - węglowe czy gazowe - można było włączać i wyłączać zgodnie z zapotrzebowaniem; produkcję z PV i wiatru (lądowego i morskiego) dyktuje pogoda, a nie popyt. Im więcej takiej mocy w systemie, tym częściej pojawiają się godziny, w których produkcja OZE przewyższa bieżące zapotrzebowanie i zdolności eksportowe, a system nie ma czym tej nadwyżki zagospodarować. Konieczność bilansowania podaży i popytu w czasie rzeczywistym rośnie więc szybciej niż sama moc zainstalowana - i to zjawisko, a nie tylko chwilowa awaria czy niedoinwestowanie sieci, stoi za rekordami z 2025 r.:
- Godziny z ujemnymi cenami energii biją rekordy. W 2025 r. Polska odnotowała rekordowe 315 godzin z ujemnymi cenami na TGE - wobec 186 godzin w całym 2024 r. Już samo pierwsze półrocze 2025 r. (251 godzin) przebiło wynik całego poprzedniego roku. Ceny w dołkach spadały do ok. -500 PLN/MWh.
- Nierynkowe redysponowanie (przymusowe wyłączanie PV i wiatru przez operatora) rośnie jeszcze szybciej. W 2025 r. zredukowano nierynkowo ok. 1,32 TWh energii z OZE - ponad dwukrotnie więcej niż w 2024 r. (734,5 GWh) i blisko 19-krotnie więcej niż w 2023 r. (ok. 71 GWh). Redukcje występowały średnio w ok. jednej trzeciej godzin każdego miesiąca, a w kwietniu 2025 r. - rekordowo - w dwóch trzecich godzin miesiąca.
Te dwa zjawiska mają wspólną przyczynę: przyrost mocy OZE wyprzedza tempo rozbudowy sieci i mechanizmów elastyczności systemu. Dla morskich farm wiatrowych, które produkują duże wolumeny energii w pojedynczych, skoncentrowanych punktach przyłączenia (GPZ na lądzie), ryzyko lokalnych ograniczeń mocy w godzinach wysokiej generacji i niskiego popytu jest realne - i będzie rosło wraz z kolejnymi fazami offshore, zwłaszcza że wiatr na Bałtyku wieje w dużej mierze jednocześnie na całym obszarze farm, co spłaszcza, a nie rozprasza, szczyty produkcji.
To właśnie tutaj pojawia się miejsce na magazyny energii (BESS). Ich rola w bilansowaniu systemu polega na przejmowaniu nadwyżek energii w godzinach niskich lub ujemnych cen i oddawaniu jej w godzinach szczytu, co ogranicza potrzebę nierynkowego redysponowania - a więc i straty ekonomiczne wynikające z marnowanej produkcji OZE. W praktyce dobrze zarządzany magazyn zarabia dwukrotnie na tej samej megawatogodzinie: raz - dostając zapłatę za przyjęcie energii w godzinach ujemnych cen, drugi raz - sprzedając ją drożej w szczycie. Pierwsza w Polsce koncesja na magazynowanie energii elektrycznej została wydana w styczniu 2026 r. dla instalacji Nowe Czarnowo (Energix, 24 MW / 56 MWh) - to pierwszy z wielu projektów, które będą potrzebne, by system poradził sobie z rosnącą podażą z fotowoltaiki, wiatru lądowego i offshore.
Podsumowanie
Start Baltic Power to nie tylko symboliczny kamień milowy, ale początek realnego wzrostu podaży energii z morza - z 1,2 GW dziś do 5,9 GW w fazie I do 2030 r. i kolejnych mocy w fazie II, dla której pierwsza aukcja przydzieliła już 3,435 GW, przy ambicji sięgającej 18 GW w dłuższej perspektywie. System wsparcia w formie dwustronnego kontraktu różnicowego, rozliczanego przez Zarządcę Rozliczeń, daje inwestorom i bankom finansującym przewidywalność przychodu na 25 lat - to warunek konieczny, by projekty o nakładach rzędu miliardów złotych w ogóle znalazły finansowanie dłużne na akceptowalnych warunkach.
To przekłada się na konkretną tezę inwestycyjną. Rosnąca liczba godzin z ujemnymi cenami i rosnący wolumen redysponowania to sygnał cenowy, nie anomalia - i będzie się on pogłębiał szybciej niż tempo rozbudowy sieci przesyłowej i dystrybucyjnej. Dla deweloperów i inwestorów oznacza to rosnącą premię za elastyczność: projekty BESS, hybrydy OZE+magazyn oraz mechanizmy typu cable pooling zyskują na wartości proporcjonalnie do tempa, w jakim rośnie zainstalowana moc offshore, PV i wiatru lądowego. Kto dziś szuka projektu BESS do zakupu, budowy lub sprzedaży, wchodzi na rynek w momencie, gdy fundamentalny popyt na tę technologię dopiero przyspiesza, a nie w fazie dojrzałej, w pełni wycenionej przez rynek.
Szukasz projektu magazynu energii albo chcesz sprzedać swój? Przeglądaj oferty na Energy Marketplace lub dodaj własną ofertę.