Pierwszy prąd z polskiego Bałtyku już płynie. Czy offshore stanie się jednym z filarów polskiej energetyki?

Polska morska energetyka wiatrowa przestała być projektem istniejącym wyłącznie na mapach, w pozwoleniach i harmonogramach inwestorów. 10 lipca 2026 roku energia wyprodukowana przez pierwsze uruchomione turbiny farmy Baltic Power została po raz pierwszy w historii wprowadzona do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Energia trafiła do sieci poprzez infrastrukturę w rejonie Choczewa. W momencie osiągnięcia etapu First Power na morzu zainstalowane były 54 z docelowych 76 turbin, a kolejne jednostki miały być stopniowo uruchamiane i poddawane testom. Farma, realizowana przez ORLEN i Northland Power, ma docelowo osiągnąć około 1,2 GW mocy, a zakończenie jej budowy zaplanowano na jesień 2026 roku.

Pierwsze megawatogodziny z Bałtyku są jednak dopiero początkiem znacznie większego procesu. Obecne plany zakładają rozwój około 5,9 GW mocy offshore do 2030 roku i możliwość osiągnięcia około 18 GW do 2040 roku. Jednocześnie w maju 2026 roku rozpoczęła się morska faza budowy farmy Baltica 2 o mocy około 1,5 GW, a pod koniec 2025 roku rozstrzygnięto pierwszą aukcję dla drugiej fazy offshore, w której wybrano projekty o łącznej mocy 3,435 GW. Skala planów sprawia, że morski wiatr może stać się jednym z ważnych źródeł energii w Polsce. O tym, jak dużą rolę rzeczywiście odegra, zdecydują jednak nie tylko turbiny, ale również tempo inwestycji sieciowych, koszty finansowania, rozwój portów i zdolność całego systemu elektroenergetycznego do przyjmowania dużych ilości zmiennej produkcji.

Kiedy pierwszy prąd z polskiej morskiej farmy wiatrowej trafił do krajowej sieci?

Historyczny moment nastąpił 10 lipca 2026 roku, kiedy pierwsze turbiny Baltic Power po zakończeniu wymaganych testów rozpoczęły dostarczanie energii do polskiego systemu elektroenergetycznego. Był to etap określany jako First Power, czyli rozpoczęcie stopniowego rozruchu farmy, a nie uruchomienie od razu całej jej docelowej mocy. W kolejnych tygodniach następne turbiny miały przechodzić procedury testowe i być włączane do produkcji. Na początku lipca gotowych było 54 z 76 planowanych turbin, ułożono wszystkie kable eksportowe i wewnętrzne o łącznej długości około 350 km, działały dwie morskie stacje elektroenergetyczne oraz infrastruktura lądowa odpowiedzialna za odbiór energii.

Baltic Power znajduje się około 23 km od polskiego wybrzeża, w rejonie Łeby i Choczewa, a każda z turbin ma moc 15 MW. Po osiągnięciu pełnej skali farma ma dysponować mocą około 1,2 GW i według inwestora wytwarzać około 4 TWh energii rocznie. Taka ilość odpowiada mniej więcej 3% obecnego krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną i rocznemu zużyciu ponad 1,5 mln gospodarstw domowych. Warto jednak pamiętać, że wartości te opisują oczekiwaną produkcję roczną, a nie stałą moc dostępną przez cały rok. Wiatr zmienia swoją siłę, dlatego produkcja z farmy będzie się wahać, a system elektroenergetyczny musi równoważyć ją za pomocą innych źródeł, magazynów, połączeń międzysystemowych i elastycznego zużycia energii.

Dlaczego Bałtyk jest atrakcyjnym miejscem dla dużych farm wiatrowych?

Morze daje warunki zdecydowanie inne niż większość lokalizacji dostępnych dla turbin na lądzie. Wiatr nad otwartą wodą jest zazwyczaj silniejszy i mniej zakłócany przez budynki, lasy czy ukształtowanie terenu, dzięki czemu duże turbiny mogą osiągać wysoki poziom wykorzystania mocy. Polski obszar Morza Bałtyckiego posiada dodatkowo stosunkowo niewielkie głębokości w wielu lokalizacjach przewidzianych pod pierwsze projekty. Ministerstwo Klimatu i Środowiska wskazuje również na relatywnie stabilne warunki wiatrowe, niskie zasolenie, niewielkie fale w porównaniu z bardziej wymagającymi akwenami oceanicznymi i słabe prądy jako cechy sprzyjające rozwojowi sektora.

Dzięki temu pojedyncza morska farma może osiągać skalę porównywalną z dużymi konwencjonalnymi elektrowniami pod względem mocy zainstalowanej. Nie oznacza to jednak identycznego sposobu pracy. Elektrownia wyposażona w kilka bloków sterowanych przez operatora może zwiększać lub ograniczać produkcję w określonym zakresie, podczas gdy morska farma zależy od aktualnych warunków atmosferycznych. Zaletą offshore jest natomiast możliwość instalowania bardzo dużych turbin oraz budowania projektów liczonych w setkach megawatów lub gigawatach bez zajmowania rozległych obszarów lądowych. Połączenie dużej skali i dobrych warunków wiatrowych sprawia, że offshore może produkować znaczne ilości energii, ale pełne wykorzystanie tego potencjału zależy od odpowiedniego przygotowania sieci oraz pozostałych elementów systemu energetycznego.

Ile mocy mogą mieć polskie farmy wiatrowe na Bałtyku do 2030 roku?

Obecne plany rozwoju morskiej energetyki wiatrowej zakładają osiągnięcie około 5,9 GW mocy zainstalowanej do 2030 roku. Nie jest to jednak moc wynikająca z jednego projektu. Pierwsza faza obejmuje kilka farm znajdujących się na różnych etapach przygotowania i realizacji. Najbardziej zaawansowany Baltic Power ma około 1,2 GW, a Baltica 2 około 1,5 GW. W maju 2026 roku w przypadku Baltica 2 rozpoczęto już morską fazę budowy i instalację pierwszych fundamentów. Projekt realizowany wspólnie przez PGE i Ørsted ma według aktualnego harmonogramu rozpocząć eksploatację w 2027 roku.

Osiągnięcie 5,9 GW oznaczałoby, że Baltic Power nie pozostanie pojedynczą wyspą produkcji energii, lecz stanie się pierwszym elementem większego kompleksu farm rozwijanych w polskiej części Bałtyku. W dalszej perspektywie obecne dokumenty i plany rządowe wskazują możliwość wzrostu mocy offshore do około 18 GW do 2040 roku. Trzeba jednak odróżnić cele i harmonogramy od mocy już pracującej. Realizacja kolejnych projektów zależy od uzyskania finansowania, wykonania przyłączy, dostępności statków instalacyjnych, turbin, kabli, fundamentów i portów oraz terminowego przeprowadzenia procedur administracyjnych. Dlatego tempo przyrostu rzeczywiście działającej mocy będzie miało większe znaczenie niż sama liczba gigawatów wpisana do planów strategicznych.

Jakie morskie farmy wiatrowe powstaną po Baltic Power i Baltica 2?

Pierwsza fala projektów nie wyczerpuje powierzchni ani planów dotyczących polskiego offshore. Ważnym sygnałem dla kolejnej dekady była pierwsza aukcja drugiej fazy systemu wsparcia, przeprowadzona przez Urząd Regulacji Energetyki 17 grudnia 2025 roku. Do aukcji przystąpiło czterech wytwórców, a prawo do wsparcia otrzymały trzy projekty o łącznej mocy 3,435 GW. Były to Baltic East o mocy 900 MW, Baltica 9 o mocy 975 MW oraz Bałtyk I o mocy 1560 MW. Oznacza to przygotowywanie kolejnej generacji farm, która ma wejść do systemu już po pierwszych projektach realizowanych obecnie.

System aukcyjny ma prowadzić do konkurencji pomiędzy inwestorami o wsparcie potrzebne do realizacji bardzo kapitałochłonnych projektów. Sam wynik aukcji nie oznacza jednak, że turbiny pojawią się na morzu natychmiast. Zwycięskie projekty mają przed sobą dalsze projektowanie, zamówienia komponentów, budowę infrastruktury przyłączeniowej oraz wykonanie prac lądowych i morskich. Z perspektywy całego systemu elektroenergetycznego ważne jest jednak stworzenie ciągłości inwestycji. Jeśli po Baltic Power i Baltica 2 nastąpi kilkuletnia luka, trudniej będzie utrzymać wyspecjalizowanych pracowników, porty instalacyjne, fabryki i łańcuch dostaw. Jeżeli natomiast kolejne projekty będą następowały po sobie, offshore może rozwinąć się z pojedynczych inwestycji w trwałą gałąź energetyki i przemysłu.

Czy polska sieć elektroenergetyczna jest przygotowana na kilka gigawatów energii z Bałtyku?

Budowa turbin jest tylko połową inwestycji. Energia wytworzona kilkadziesiąt kilometrów od brzegu musi najpierw zostać zebrana poprzez sieć kabli między turbinami, następnie przesłana przez morskie stacje elektroenergetyczne i kable eksportowe na ląd, a później wprowadzona do krajowej sieci najwyższych napięć. Pierwszy prąd z Baltic Power został odebrany właśnie poprzez stację Choczewo, która pełni rolę jednego z kluczowych punktów dla nowej energetyki powstającej na północy kraju. Polskie Sieci Elektroenergetyczne równolegle realizują rozbudowę i modernizację infrastruktury przesyłowej w północnej i centralnej Polsce, obejmującą między innymi Choczewo, Żarnowiec, Słupsk i kolejne elementy sieci.

To szczególnie istotne dlatego, że historycznie duża część produkcji energii elektrycznej znajdowała się w innych regionach Polski, bliżej elektrowni węglowych. Rozwój offshore oznacza powstanie dużego nowego centrum produkcyjnego na północy kraju. Energia będzie musiała być przesyłana między innymi do dużych odbiorców przemysłowych i aglomeracji położonych setki kilometrów od wybrzeża. Jednocześnie w tym samym regionie planowana jest pierwsza elektrownia jądrowa, dla której również przygotowywana jest infrastruktura wyprowadzenia mocy. PSE uzyskały w maju 2026 roku decyzję środowiskową dla kolejnej stacji w rejonie Choczewa przeznaczonej właśnie do przyjęcia energii z atomu. Północ Polski staje się więc jednym z najważniejszych obszarów rozbudowy krajowej sieci przesyłowej.

Czy offshore może zapewnić stabilną energię, skoro produkcja zależy od wiatru?

Morska energetyka wiatrowa charakteryzuje się bardziej stabilnymi warunkami produkcji niż wiele instalacji wiatrowych na lądzie, ale nadal pozostaje źródłem zależnym od pogody. Turbina nie może produkować pełnej mocy wtedy, gdy prędkość wiatru jest zbyt mała, a podczas określonych ekstremalnych warunków może wymagać ograniczenia lub zatrzymania pracy. Z tego względu 1,2 GW mocy Baltic Power nie oznacza stałej produkcji 1,2 GW przez 8760 godzin w roku. Planowane około 4 TWh rocznej generacji pokazuje, że rzeczywista produkcja jest rozłożona w czasie zgodnie z warunkami wiatrowymi. Podobnie będzie wyglądała praca kolejnych farm.

Im większy udział źródeł zależnych od pogody w całym miksie, tym większe znaczenie ma elastyczność systemu. Potrzebne są źródła zdolne reagować na zmiany produkcji, magazyny energii, zarządzanie popytem, rozbudowane połączenia transgraniczne i odpowiednia sieć przesyłowa. Starsza Polityka Energetyczna Polski do 2040 roku również wskazywała rozwój elastycznych mocy rezerwowych, infrastruktury sieciowej i magazynowania jako warunek zwiększania udziału OZE. Offshore może więc być jednym z dużych źródeł produkcji, ale nie funkcjonuje samodzielnie. Jego rolę należy analizować jako część szerszego systemu, w którym różne technologie uzupełniają się w poszczególnych godzinach i porach roku.

Czy rozwój offshore może stworzyć w Polsce nową gałąź przemysłu?

Budowa farm morskich oznacza zapotrzebowanie na znacznie więcej niż same turbiny. Potrzebne są fundamenty, sekcje wież, kable, konstrukcje stalowe, stacje elektroenergetyczne, statki, porty instalacyjne, bazy serwisowe, systemy sterowania oraz wieloletnia obsługa techniczna. Baltic Power posiada już bazę serwisową w Łebie, która po zakończeniu budowy ma obsługiwać farmę przez około 30 lat. W Gdańsku działa natomiast Baltic Towers, gdzie we wrześniu 2025 roku zaprezentowano pierwszą wyprodukowaną w Polsce sekcję wieży przeznaczonej dla sektora offshore. W Świnoujściu funkcjonuje terminal instalacyjny, dla którego w 2026 roku rozpoczęto analizy dotyczące dalszej rozbudowy.

Skala korzyści przemysłowych będzie zależała od tego, jaka część wartości kolejnych projektów rzeczywiście pozostanie w polskim łańcuchu dostaw. Część najbardziej zaawansowanych elementów pierwszych farm jest produkowana przez zagranicznych dostawców, ponieważ Polska dopiero buduje kompetencje w sektorze, który w krajach takich jak Dania, Niemcy czy Wielka Brytania rozwija się od wielu lat. Seria kolejnych inwestycji może jednak uzasadniać powstawanie fabryk, centrów logistycznych i przedsiębiorstw serwisowych działających przez dziesięciolecia. Dla przemysłu istotna jest przewidywalność rynku: zakład produkujący komponenty offshore jest znacznie łatwiej uzasadnić ekonomicznie przy perspektywie wielu gigawatów nowych projektów niż przy jednym zamówieniu na pojedynczą farmę.

Ile energii mogą w przyszłości produkować polskie farmy wiatrowe na Bałtyku?

Już sam Baltic Power ma według założeń wytwarzać około 4 TWh rocznie, co odpowiada mniej więcej 3% obecnego zużycia energii elektrycznej w Polsce. Kolejne projekty będą większe lub porównywalne, dlatego kilka gigawatów pracujących farm może dostarczać znaczącą część rocznej energii krajowej. Nie można jednak przeliczać mocy zainstalowanej bezpośrednio na udział w zużyciu energii bez uwzględnienia współczynnika wykorzystania mocy oraz przyszłego wzrostu zapotrzebowania. W kolejnych latach zużycie prądu może rosnąć wraz z elektryfikacją ogrzewania, transportu i procesów przemysłowych, dlatego 20 TWh produkcji będzie oznaczało inny udział w miksie przy zapotrzebowaniu 170 TWh, a inny przy znacznie większej konsumpcji.

Dodatkowo wraz ze wzrostem skali offshore coraz istotniejsze stanie się pytanie o to, co zrobić z energią w godzinach bardzo silnego wiatru. Jeżeli jednocześnie pracuje kilka wielkich farm, produkcja może być wyjątkowo wysoka. Sieć musi potrafić przesłać tę energię do odbiorców, a system powinien dysponować sposobami jej wykorzystania. Może to zwiększać znaczenie magazynów bateryjnych, elektrolizerów produkujących wodór, elastycznego przemysłu, magazynów ciepła czy zarządzania ładowaniem pojazdów elektrycznych. Rozwój morskiego wiatru nie polega więc wyłącznie na dodawaniu nowych turbin. Wraz z każdym kolejnym gigawatem rośnie znaczenie technologii pozwalających dopasowywać produkcję do zużycia.

Czy morska energetyka wiatrowa rzeczywiście stanie się jednym z filarów polskiej energetyki?

Pierwszy prąd z Baltic Power pokazuje, że offshore przeszedł w Polsce z etapu planowania do rzeczywistej produkcji energii. W krótkiej perspektywie najważniejsze będzie osiągnięcie przez pierwszą farmę docelowej mocy około 1,2 GW oraz terminowa realizacja Baltica 2 i pozostałych projektów pierwszej fazy. W dłuższej perspektywie znaczenie ma wynik aukcji z grudnia 2025 roku, w której przyznano wsparcie projektom o łącznej mocy 3,435 GW. Jeżeli kolejne inwestycje będą realizowane zgodnie z obecnymi harmonogramami, morski wiatr będzie odpowiadał za coraz większą część produkcji energii elektrycznej w kraju. Skala planowanych 5,9 GW do 2030 roku i około 18 GW do 2040 roku pokazuje, jak dużą rolę przypisuje się tej technologii w obecnych planach energetycznych.

Nie oznacza to jednak, że offshore może samodzielnie przejąć rolę obecnych elektrowni konwencjonalnych. Produkcja zależy od pogody, inwestycje wymagają bardzo dużego kapitału, a kolejne gigawaty muszą otrzymać odpowiednią infrastrukturę przesyłową i systemową. O rzeczywistym znaczeniu morskiej energetyki wiatrowej zdecyduje więc równoległy rozwój sieci, magazynowania, elastycznego popytu i innych źródeł energii. Pierwszy prąd dostarczony 10 lipca 2026 roku jest ważną granicą przede wszystkim dlatego, że od tego momentu rozmowa o polskim offshore nie dotyczy już wyłącznie przyszłości. Turbiny na Bałtyku zaczęły rzeczywiście zasilać krajowy system, a kolejne lata pokażą, jak szybko pojedyncza farma przekształci się w jeden z większych segmentów polskiej energetyki.