Baltic Power: co farmy na Bałtyku dają inwestorom?

Baltic Power, pierwsza morska farma wiatrowa, wprowadziła energię do krajowej sieci. Polskie Sieci Elektroenergetyczne potwierdziły odbiór prądu w stacji w Choczewie, a na morzu stało wtedy ponad 50 z 76 turbin. Northland Power ogłosił „first power” 10 lipca 2026 r. W ten sposób projekt o mocy 1,1 GW, w którym ORLEN ma 51%, a kanadyjski partner 49%, przestał być zapowiedzią i stał się aktywem produkcyjnym.

• Baltic Power (ORLEN 51%, Northland Power 49%) dał pierwszy prąd 10 lipca 2026 r. Oddanie całej farmy o mocy ok. 1,14 GW zaplanowano na IV kwartał 2026 r.
• Finansowanie: 4,4 mld euro długu bez regresu od 25 instytucji, całkowity koszt ok. 4,73 mld euro, 25-letni kontrakt różnicowy o bazowej cenie 319,6 zł/MWh (poziom z 2021 r., indeksowany).
• Pipeline: pierwsza faza ma dać ok. 5,9 GW do 2030 r., a aukcja z 17 grudnia 2025 r. przyznała wsparcie kolejnym 3,435 GW przy cenach 476,88–492,32 zł/MWh.
• Porty i przemysł: Świnoujście działa od czerwca 2025 r., terminal T5 w Gdańsku ma być gotowy w 2026 r., ale Vestas wstrzymał budowę fabryki łopat w Szczecinie z powodu słabszego popytu w Europie.

Czym jest Baltic Power i na jakim etapie jest?

Baltic Power powstaje ok. 23 km od brzegu, na wysokości Choczewa i Łeby. Składa się z 76 turbin Vestas o mocy 15 MW, a rocznie ma wytwarzać ok. 4 TWh energii, co wystarczy dla ponad 1,5 mln polskich gospodarstw domowych. Według inwestorów odpowiada to ok. 3% obecnego krajowego zużycia prądu.

Harmonogram: od FID do pierwszego prądu

Do tej pory zainstalowano 54 z 76 turbin, a kampania instalacyjna była zaawansowana w ponad 80%. Wszystkie kable wewnętrzne i eksportowe o łącznej długości 350 km były już ułożone, a obie morskie stacje elektroenergetyczne ukończone. Montaż wszystkich turbin zaplanowano na jesień 2026 r. Po nim przyjdą testy, certyfikacja i uzyskanie koncesji URE, a oddanie farmy do użytkowania ma nastąpić w IV kwartale 2026 r.

Dla Northland Power to skok skali: po uruchomieniu farmy moc brutto spółki w morskiej energetyce wiatrowej wzrośnie z ok. 1,2 GW do 2,3 GW.

Jak sfinansowano Baltic Power?

Struktura kapitału: 4,4 mld euro długu

We wrześniu 2023 r. inwestorzy zamknęli finansowanie projektowe bez regresu na 4,4 mld euro od grupy 25 kredytodawców. Pakiet obejmował 3,6 mld euro kredytów terminowych i 800 mln euro linii dodatkowych. Kapitał własny i rezerwowy wyniósł łącznie ok. 945 mln euro.

W konsorcjum znalazło się 20 banków komercyjnych, dwie instytucje wielostronne (EBI i EBOR) oraz trzy agencje kredytów eksportowych: kanadyjski EDC, duński EIFO i niemiecki Euler Hermes. Po stronie polskiej finansowanie udzieliły m.in. BGK, Bank Pekao i PKO Bank Polski. Największe transze w części komercyjnej to 350 mln euro bezpośredniego kredytu EBI, 260 mln euro z BGK (finansowane dodatkowo przez EBI), 250 mln euro od EDC i 140 mln euro od EBOR.

Całkowity koszt inwestycji ORLEN szacował na ok. 4,73 mld euro. Kwota obejmuje nakłady inwestycyjne z ubezpieczeniem na poziomie ok. 4,05 mld euro oraz koszty finansowania i rezerwę. Projekt otrzymał też 3,5 mld zł dofinansowania z KPO. W pierwszych pięciu latach eksploatacji farma ma według ORLEN generować średniorocznie ok. 140 mln euro dodatkowych wolnych przepływów pieniężnych.

Kontrakt różnicowy jako zabezpieczenie przychodów

To właśnie kontrakt różnicowy (CfD) umożliwił tak duże finansowanie dłużne. Prezes URE przyznał Baltic Power 25-letni CFD w czerwcu 2021 r. Gdy rynkowa cena energii spada poniżej gwarantowanej, farma otrzymuje wyrównanie, a gdy ją przekracza, zwraca nadwyżkę. Wsparcie jest indeksowane inflacją i powiązane z kursem euro, a jego podstawą jest stawka 319,6 zł/MWh ustalona na 2021 r.

Ile GW offshore powstanie w Polsce do 2030 roku?

Pierwsza faza systemu wsparcia obejmuje projekty o łącznej mocy do 5,9 GW. Wsparcie przyznawano im indywidualnymi decyzjami URE. Z harmonogramów inwestorów wynika, że do końca dekady na Bałtyku powstanie ok. 5,9 GW mocy. Poza Baltic Power w tej fazie są m.in. Baltica 2 i 3 (PGE i Ørsted), Bałtyk II i III (Polenergia i Equinor), BC-Wind oraz FEW Baltic II. Brief zakładał „ponad 6 GW”, ale dostępne harmonogramy wskazują na ok. 5,9 GW.

Drugim po Baltic Power projektem jest Baltica 2 o mocy 1,5 GW. PGE i Ørsted realizują go w modelu 50/50 ok. 40 km od brzegu na wysokości Ustki. W sierpniu 2026 r. inwestor zainstalował wszystkie 111 fundamentów. Montaż turbin zaplanowano na II kwartał 2027 r., a pierwszy prąd na połowę 2027 r. Bałtyk 2 i Bałtyk 3 Equinora i Polenergii, o łącznej mocy 1440 MW, również mają dać pierwszą energię w 2027 r.

Aukcja z grudnia 2025: ceny poniżej 500 zł/MWh

17 grudnia 2025 r. odbyła się pierwsza aukcja drugiej fazy wsparcia, z limitem mocy 4 GW. URE wyłonił trzech zwycięzców o łącznej mocy 3,435 GW, a ceny w wygranych ofertach mieściły się w przedziale od 476,88 do 492,32 zł/MWh.

Oferta dla projektu Baltica 1 (896 MW) nie uzyskała wsparcia. Łączna produkcja zwycięskich farm w całym okresie wsparcia, trwającym do 2057 r., ma przekroczyć 330 TWh, a w szczytowych latach 2033–2056 wyniesie ponad 13 TWh rocznie. Zwycięzcy muszą wprowadzić pierwszą energię do sieci w ciągu 7 lat od zamknięcia sesji aukcyjnej.

Porównanie 319,6 zł/MWh z pierwszej fazy z ok. 480–490 zł/MWh z aukcji wymaga ostrożności. Pierwsza stawka pochodzi z 2021 r. i jest od tego czasu indeksowana inflacją, więc realna różnica jest mniejsza, niż sugerują same liczby.

Jak porty w Szczecinie, Świnoujściu i Gdańsku zyskują na offshore?

Świnoujście: pierwszy terminal instalacyjny

Orlen Neptun uruchomił terminal instalacyjny w Świnoujściu w czerwcu 2025 r. Inwestycja kosztowała ponad 400 mln zł, sfinansowały ją Orlen Neptun i Zarząd Morskich Portów Szczecin i Świnoujście. Terminal ma nabrzeża o długości 249 i 246 m i nośności sięgającej miejscami 80 t/m². Do 2030 r. Świnoujście Offshore Terminal ma zostać dwukrotnie powiększony, żeby jednocześnie obsługiwać budowę dwóch farm, a zainteresowanie dzierżawą potwierdził Orlen Neptun.

Gdańsk: terminal T5 dla Baltica 2

W Gdańsku powstaje terminal T5 o powierzchni 21,3 ha, dzierżawiony na potrzeby Baltica 2. Umowa dzierżawy ma obowiązywać od IV kwartału 2026 r. do końca 2028 r. Port ma być główną bazą instalacyjną dla 107 turbin Baltica 2, a instalacja na morzu ruszy w 2027 r. Terminal buduje polski wykonawca Istrana i ma on służyć branży offshore przez co najmniej 10–15 lat. Z terminala ma korzystać także projekt BC-Wind spółki Ocean Winds, który podpisał umowę rezerwacyjną.

Warto odnotować, że polskie porty nie przejmują całego łańcucha logistycznego. Monopale dla Baltica 2 transportowano z portu w Rønne na Bornholmie.

Szczecin: fabryka Vestas i zawieszona inwestycja

W Szczecinie działa fabryka Vestas na Ostrowie Brdowskim, zbudowana na terenie po ST3 Offshore kupionym za ponad 170,5 mln zł. Zatrudnia ok. 700 osób i produkuje gondole do turbin V236-15 MW. Druga, większa inwestycja się nie udała. Vestas wstrzymał budowę fabryki łopat na Skolwinie, która miała ruszyć w 2026 r. i zatrudniać ponad 1000 osób, tłumacząc decyzję niższym od prognoz popytem na offshore w Europie. W regionie Vestas rozbudowuje za to przejętą fabrykę łopat do turbin lądowych w Goleniowie: druga linia produkcyjna ma zwiększyć zatrudnienie z ok. 400 do 700 osób.

W Gdańsku działa też fabryka wież wiatrowych o wartości ok. 200 mln euro, wspólne przedsięwzięcie Agencji Rozwoju Przemysłu i hiszpańskiej GRI Renewable Industries. Jej pierwszym klientem jest Vestas.

Łeba i Ustka: bazy serwisowe na 30 lat

Po zakończeniu budowy baza serwisowa w Łebie przez ok. 30 lat będzie centrum operacyjnym Baltic Power. Projekt podpisał już pierwsze kluczowe kontrakty na fazę eksploatacji, ze znaczącym udziałem polskich dostawców. Dla Baltica 2 bazę serwisową buduje się w Ustce i ma ona zostać oddana do użytku jeszcze w 2026 r.

Jak możesz zyskać ekspozycję na offshore?

Spółki z GPW: ORLEN, PGE, Polenergia

Najprostszą drogą są spółki notowane na GPW. ORLEN ma udziały w Baltic Power i wygrał aukcję projektem Baltic East, PGE realizuje Baltica 2 i 3 oraz wygrało aukcję z Baltica 9, a Polenergia jest partnerem Equinora w projektach Bałtyk. Offshore to jednak w każdej z tych spółek tylko część biznesu. Wyniki ORLEN zależą przede wszystkim od paliw i petrochemii, a subindeks WIG-paliwa, w którym dominuje ORLEN, wzrósł do końca lipca 2026 r. o 63,34%. WIG-energia zyskał w tym czasie 8,51%.

Rynki zagraniczne i ryzyko walutowe

Northland Power jest notowany na giełdzie w Toronto (TSX: NPI), a Ørsted i Equinor na rynkach skandynawskich. Kupując takie akcje, polski inwestor bierze na siebie ryzyko walutowe (CAD, DKK, NOK wobec PLN). Zyski kapitałowe z akcji zagranicznych podlegają w Polsce 19-procentowemu podatkowi rozliczanemu w PIT-38, a dywidendy dodatkowo podatkowi u źródła zgodnie z umowami o unikaniu podwójnego opodatkowania. Dostęp do takich rynków daje dom maklerski działający w Polsce na podstawie zezwolenia KNF lub paszportu MiFID II.

DEGIRO

eToro

Zgodność z przepisami

Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht (BaFin), Autoriteit Financiële Markten (AFM)

Australian Securities and Investments Commission (ASIC), Cyprus Securities and Exchange Commission, Commissione Nazionale per le Società e la Borsa (CONSOB), The Financial Conduct Authority (FCA)

Oferowane produkty

Akcje, ETF, Opcje, Kontrakty Terminowe, Fundusze Inwestycyjne

Akcje, ETF, CFD, Kryptowaluty, Commodities, Forex

Odwiedź

Odwiedź

Jakie ryzyka niesie morska energetyka wiatrowa?

Koszty i łańcuch dostaw. Europejska branża offshore zmaga się ze wzrostem kosztów materiałów i realizacji projektów rzędu 30–40%. Według TGS 4C obecne tempo wskazuje na ok. 84 GW w Europie zamiast wspólnego celu UE, Wielkiej Brytanii i Norwegii na poziomie co najmniej 129 GW.

Harmonogram. Baltica 3 miała pierwotnie ruszyć w 2026 r., a obecne plany mówią o 2030 r. Przesunięcia terminów to w tej branży reguła, nie wyjątek.

Polityka energetyczna. Obniżenie docelowej mocy offshore z 18 GW do 11,8 GW ogranicza skalę rynku po 2030 r. i może zniechęcać do lokowania fabryk w Polsce.

Ryzyko inwestora giełdowego. CfD chroni przepływy samej farmy, ale nie chroni kursu akcji właściciela przed spadkiem wycen z innych powodów: słabszych marż w paliwach, zmian regulacyjnych czy wzrostu stóp procentowych, które obniżają wartość długoterminowych przepływów.

Najczęstsze pytania o Baltic Power i offshore

eToro

XTB

Zgodność z przepisami

Australian Securities and Investments Commission (ASIC), Cyprus Securities and Exchange Commission, Commissione Nazionale per le Società e la Borsa (CONSOB), The Financial Conduct Authority (FCA)

Cyprus Securities and Exchange Commission, Commissione Nazionale per le Società e la Borsa (CONSOB), Komisja Nadzoru Finansowego (KNF), The Financial Conduct Authority (FCA)

Oferowane produkty

Akcje, ETF, CFD, Kryptowaluty, Commodities, Forex

Akcje, ETF, CFD, Forex, Commodities

Odwiedź

Odwiedź

Czy Bałtyk stanie się energetycznym magnesem inwestycji?

Baltic Power przesądził jedną rzecz: polska morska energetyka wiatrowa działa i potrafi przyciągnąć kapitał na skalę kilku miliardów euro na pojedynczy projekt. Struktura finansowania z udziałem 25 instytucji, w tym EBI, EBOR i agencji eksportowych trzech krajów, pokazuje, że ryzyko polskiego offshore rynek uznał za akceptowalne, o ile przychody zabezpiecza kontrakt różnicowy.

Mniej oczywiste jest, ile wartości dodanej zostanie w kraju. Terminale w Świnoujściu i Gdańsku oraz bazy w Łebie i Ustce powstają zgodnie z planem, ale część komponentów wciąż przypływa z zagranicy, a największa zapowiadana fabryka w Szczecinie nie powstała. Obniżenie celu do 11,8 GW nie poprawia argumentów za lokowaniem kolejnych zakładów nad Bałtykiem.

Dla inwestora z GPW offshore jest więc raczej elementem długoterminowej historii ORLEN, PGE i Polenergii niż tematem, który sam zmieni ich wyceny w najbliższych kwartałach. Przełomowym testem będzie 2027 rok, gdy do Baltic Power dołączą Baltica 2 oraz Bałtyk 2 i 3. Wtedy okaże się, czy polski rynek potrafi dowozić kolejne gigawaty w terminie i w budżecie.

Artykuł ma charakter informacyjny i nie stanowi rekomendacji inwestycyjnej. Inwestowanie w instrumenty finansowe wiąże się z ryzykiem utraty części lub całości zainwestowanego kapitału.