Pierwszy prąd z Bałtyku - jak offshore wpłynie na rynek 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:

FazaMechanizmDocelowa mocStatusFaza IDecyzje administracyjne (wnioski do marca 2021)do 5,9 GW do 2030 r.W budowie/realizacji - Baltic Power jako pierwszy projektFaza IIAukcje konkurencyjne (od 2023 r.)dodatkowe ok. 12 GWPierwsza 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:

1. 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.

2. 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.

3. 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.

4. 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.