Morska energetyka wiatrowa, sieci i magazyny energii w Polsce: gdzie jest popyt dla zagranicznych dostawców w 2026 roku

Polski offshore przeszedł z etapu planów do etapu eksploatacji. W lipcu 2026 roku farma Baltic Power (ORLEN 51%, Northland Power 49%) po raz pierwszy oddała energię do sieci (ORLEN). To 1,1 GW i 76 turbin Vestas o mocy 15 MW. W październiku 2026 roku zainstalowano wszystkie 76 turbin, ponad jedna trzecia już produkuje energię, a komercyjne uruchomienie planowane jest w 2026 roku (Northland Power).

Kolejna fala jest już zakontraktowana. Na pierwszej aukcji w grudniu 2025 roku Polska rozdzieliła 3,4 GW dla trzech projektów na Bałtyku: Baltic East (ORLEN), Baltica 9 (PGE) i Bałtyk I (Polenergia i Equinor), w formule kontraktu różnicowego (CfD) na 25 lat. Pierwsza energia z tych projektów jest planowana na grudzień 2032 roku (Notes from Poland), a kolejne aukcje odbędą się w latach 2027, 2029 i 2031 (WindEurope).

Długoterminowy cel zapisany w ustawie to 18 GW offshore do 2040 roku (Recharge). Dla dostawcy oznacza to nie jeden projekt, lecz strumień zamówień na 15 lat.

Polska świadomie buduje własną bazę przemysłową dla energetyki wiatrowej, ale nie pokryje wszystkiego sama. Stąd popyt na zagranicznych producentów i partnerów.

Vestas już montuje gondole turbin morskich w Szczecinie: pierwsze gondole wyprodukowane w Polsce stanęły na Baltic Power w listopadzie 2025 roku (offshoreWIND.biz). Jednocześnie drugą fabrykę Vestas w Szczecinie, produkującą łopaty, w październiku 2025 roku wstrzymano z powodu niższego niż oczekiwano popytu w Europie (offshoreWIND.biz). Według WindEurope polskie firmy mogą zapewnić ponad 40% łańcucha dostaw dla nowych projektów (WindEurope); resztę uzupełnią import i spółki joint venture.

Na Polsko-Niemieckim Forum Gospodarczym uczestnicy okrągłego stołu o energetyce zwracali uwagę, że łańcuchy dostaw Polski i Niemiec się uzupełniają: część komponentów powstaje w Polsce, część w pobliskich fabrykach w Niemczech i Danii. Jednocześnie wszystkie rynki regionu budują w tym samym czasie, więc kluczowych komponentów i specjalistów brakuje.

1. Komponenty

   Fundamenty, kable, elementy stacji elektroenergetycznych i specjalistyczne urządzenia, których brakuje na rynku lokalnym.

2. Serwis i montaż

   Eksploatacja i utrzymanie farm uruchamianych od 2026 roku oraz prace montażowe na lądzie i w portach.

3. Joint venture

   Lokalizacja części produkcji z polskim partnerem, aby spełnić oczekiwania dotyczące udziału lokalnego.

Generacja rośnie szybciej, niż sieć jest w stanie ją przyjąć. Plan rozwoju sieci przesyłowej PSE na lata 2025-2034, uzgodniony z Prezesem URE w grudniu 2024 roku, przewiduje ponad 64 mld zł inwestycji, 4 700 km nowych linii 400 kV, 28 nowych stacji i modernizację 110 istniejących, a także wyprowadzenie około 18 GW mocy z morskich farm wiatrowych (PSE).

Rośnie też część transgraniczna: PSE i niemiecki operator 50Hertz uzgodniły współpracę przy trzecim połączeniu międzysystemowym między sieciami obu krajów (PSE).

Druga strona medalu to kolejka przyłączeniowa. Według Modo Energy łączna kolejka przekracza 240 GW, a realnie dostępna moc na stacjach 110 kV na początku 2026 roku wynosiła zero (Modo Energy). Dla firmy zagranicznej oznacza to, że warunki przyłączenia trzeba sprawdzić, zanim obieca się klientowi terminy.

Magazyny energii stały się najbardziej dynamicznym segmentem. W czterech aukcjach rynku mocy w latach 2022-2025 zakontraktowano około 5,1 GW mocy magazynów z dostawą w latach 2027-2030, co odpowiada co najmniej 11 GW fizycznych baterii (Modo Energy).

Główni kupujący to deweloperzy z kontraktami mocowymi, operatorzy wytwarzania, którzy potrzebują elastyczności, oraz odbiorcy przemysłowi. NFOŚiGW dodatkowo wsparł 172 projekty kwotą 4,15 mld zł z uruchomieniem do 2028 roku (Modo Energy).

Im więcej wiatru i słońca, tym większe znaczenie mają baterie, magazyny ciepła i szybka praca z danymi. Wtedy zmienność cen staje się źródłem przychodu, a nie kosztem. Właśnie tutaj popyt na urządzenia, integratorów i wykonawców EPC jest najwyższy.

Rynku nie trzeba przekonywać, że transformacja energetyczna w Polsce się wydarzy. Ona już trwa, a pieniądze na nią są zakontraktowane. Pytanie brzmi, kto zdąży zostać dostawcą.

1. Zacznij od kupującego, nie od produktu

   Ustal, kto dokładnie kupuje: deweloper, wykonawca EPC, operator sieci czy odbiorca przemysłowy. Od tego zależą kanał i cena.

2. Sprawdź przyłączenie i regulacje

   W przypadku magazynów i wytwarzania to warunki przyłączenia i wymagania URE decydują o terminach bardziej niż cokolwiek innego.

3. Znajdź lokalnego partnera

   Oczekiwania dotyczące udziału lokalnego w offshore sprawiają, że partnerstwo z polską firmą jest przewagą konkurencyjną.

4. Buduj relacje przed zapytaniem

   Decyzje o dostawcach często dojrzewają jeszcze przed formalnym zapytaniem ofertowym. Kto przychodzi w ostatniej chwili, konkuruje tylko ceną.

Jak zbudować taką obecność handlową, opisaliśmy w artykule o dyrektorze sprzedaży w Polsce, a wnioski z dyskusji o energetyce w relacji z Polsko-Niemieckiego Forum Gospodarczego 2026.