W Choczewie powstają fundamenty transformacji energetycznej Polski
Jeszcze kilka lat temu gmina Choczewo kojarzyła się przede wszystkim z nadmorskimi plażami i wydmami ciągnącymi się w stronę Łeby. Dziś w Osiekach Lęborskich, w cieniu okolicznych lasów, rozwija się jeden z najważniejszych węzłów energetycznych kraju – miejsce, przez które w ostatnich latach przewijały się ciężarówki z bębnami kabli i stalowymi konstrukcjami. Pomorska gmina Choczewo jest już dziś jedną z lokalizacji kluczowych dla transformacji energetycznej Polski.
10 lipca 2026 r. do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego po raz pierwszy trafiła energia wyprodukowana przez morską farmę wiatrową na Bałtyku. To moment, na który polska energetyka czekała od lat – dotąd żadna instalacja morska nie zasilała krajowej sieci elektroenergetycznej. Odbiorcą pierwszej mocy z farmy wiatrowej Baltic Power, budowanej przez Orlen i kanadyjską firmę Northland Power, była nowo wybudowana stacja elektroenergetyczna Choczewo, należąca do Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE), operatora krajowego systemu. Jest to kluczowa inwestycja dla transformacji energetycznej na Pomorzu oraz w Polsce.
Polska nie jest już skansenem energetycznym
Uroczystość na terenie stacji zgromadziła czołowych przedstawicieli rządu i biznesu: premiera Donalda Tuska, ministra finansów Andrzeja Domańskiego, ministra energii Miłosza Motykę, minister klimatu i środowiska Paulinę Hennig-Kloskę, a także – co podkreśla międzynarodowy wymiar projektu – kanadyjskiego ministra energii i zasobów naturalnych Tima Hodgsona. Obecni byli również prezes PSE Grzegorz Onichimowski, prezes Grupy Orlen Ireneusz Fąfara, prezes Baltic Power Maciej Stryjecki oraz szefowa Northland Power Christine Haley, a obok nich – przedstawiciele pomorskich firm wykonawczych, SPIE Energy Poland i Elfeko, oraz lokalne i wojewódzkie władze samorządowe.
Premier Donald Tusk mówił o dniu szczególnym – symbolicznym otwarciu nowego rozdziału. Jak podkreślił, wybudowanie nowoczesnej stacji SE oraz popłynięcie pierwszej energii z morskiej farmy wiatrowej to technologiczne zwycięstwo Polski i dowód, że kraj uniezależnia się od geopolitycznych turbulencji na rynku energii: „to polskie morze, nie płacimy za wiatr, a on będzie wiał bez względu na warunki”. Energetyka – mówił Tusk – jest dziś tak samo strategiczna jak armia czy uzbrojenie, a polskie przedsiębiorstwa realizujące ten projekt są ambitne i technologicznie zaawansowane. Premier przyznał, że „serce bije mocniej” na myśl o tym, że Kaszuby stają się energetycznym sercem Polski – kraju, który odwrócił się twarzą ku Bałtykowi, łącząc w jednym miejscu atom, morską energetykę wiatrową, sieci przesyłowe i stacje elektroenergetyczne na skalę porównywalną z Bełchatowem. To właśnie taka skala inwestycji – dodał premier – pozwala myśleć już nie tylko o samej energii, ale o rozwoju sztucznej inteligencji i centrów danych, a więc o dalszym wzroście polskiej gospodarki. Odnawialne źródła energii są, jak podsumował, przyszłością kraju położonego nad Wisłą.
Uroczystość w Choczewie była też okazją do rozmów o przyszłości energetycznego partnerstwa Polski i Kanady. Minister Motyka spotkał się z kanadyjskim ministrem energii i zasobów naturalnych Timem Hodgsonem – rozmowy dotyczyły morskiej energetyki wiatrowej, energetyki jądrowej, LNG oraz magazynowania energii, a więc obszarów, w które oba kraje inwestują równolegle. Jak ocenił Motyka, pierwsza energia z morskiej farmy wiatrowej to nie tylko sukces polskiej energetyki, ale i dowód na skuteczność współpracy z kanadyjskim partnerem – współpracy, która ma otworzyć drogę do kolejnych wspólnych inwestycji w offshore wind, atom i magazyny energii. Spotkanie w Choczewie było kontynuacją dialogu rozpoczętego podczas czerwcowej wizyty Motyki w Kanadzie – sygnał, że oba kraje traktują tę relację jako coś więcej niż okazjonalny gest dyplomatyczny.
Minister Motyka nazwał uruchomienie stacji „przełomowym momentem dla bezpieczeństwa energetycznego kraju”, wpisującym Polskę do grona państw korzystających z potencjału morskiej energetyki wiatrowej. Bardziej obrazowo ujęła to minister Hennig-Kloska, mówiąc, że dzięki gminie Choczewo Polska „przesiadła się do ekspresu pod nazwą: transformacja energetyczna”. Podczas towarzyszącego otwarciu panelu Motyka poszedł o krok dalej, przekonując, że Polska „przestaje być skansenem” energetycznym – im więcej podmiotów pojawia się na rynku, tym więcej realnie się dzieje, a energia i rozwiązania technologiczne stają się tańsze. Jak zaznaczył, dzisiejszy sukces ma wielu ojców. Wiceminister Wrochna podkreślił z kolei, że rozwój OZE musi iść w parze z rozbudową systemu przesyłowego i sieci – tak, by uniknąć problemów, z jakimi zmaga się dziś część Europy. Zwrócił też uwagę, że nierynkowe redysponowanie mocy jest bacznie analizowane przez instytucje finansowe, co w praktyce może spowolnić tempo transformacji. W dyskusji padło również pytanie, czy PSE, pełniąc rolę „strażnika i architekta” systemu, powinny w istocie same stać się autorem strategii elektryfikacji kraju. Minister Hennig-Kloska przyznała, że potrzebne są zmiany w przepisach prawnych, i odpowiedziała twierdząco na pytanie, czy elektryfikacja może być kołem zamachowym polskiej gospodarki – jej zdaniem już nim jest.
Stacja większa niż 35 boisk piłkarskich
Sama stacja elektroenergetyczna Choczewo to dziś największy tego typu obiekt w Polsce. Zajmuje 25 hektarów – tyle, co 35 boisk piłkarskich – i mieści 40 pól napięcia 400 kV wyposażonych w blisko 800 urządzeń wysokiego napięcia. W trakcie jej budowy ułożono 300 kilometrów kabli, zmontowano ponad 800 ton konstrukcji stalowych i wykonano niemal 9500 ton fundamentów. Na potrzeby inwestycji powstało też 8 kilometrów nowych dróg asfaltowych.
Prace nad infrastrukturą wyprowadzenia mocy z Bałtyku ruszyły w 2019 r. Same prace budowlane przy stacji wystartowały w marcu 2023 r., a ich kompleksową realizację powierzono – wyłonionemu w przetargu – konsorcjum SPIE Energy Poland i Elfeko. Na przełomie 2025 i 2026 r. aparatura stacyjna przeszła testy potwierdzające techniczną gotowość obiektu do przyjęcia energii z pierwszych turbin stawianych na Bałtyku – i to właśnie ten etap otworzył drogę do lipcowego uruchomienia.
Powstała także linia łącząca stację ze Żarnowcem, która został rozbudowana. Obecnie trwa jeszcze budowa trzech kolejnych linii przesyłowych, a cały program ma zostać domknięty w pierwszej połowie 2027 r.
Kto zapłacił i kto zbudował?
Budowę sfinansowano niemal w całości ze środków unijnych. Ok. 530 mln zł pochodzi z Krajowego Planu Odbudowy, co pokryło 100 proc. kosztów inwestycji. Dofinansowanie z KPO otrzymały również linie wyprowadzające moc z morskich farm – finansowanie na ten cel pozyskano w 2025 r.
Generalnymi wykonawcami byli pomorscy gracze: SPIE Energy Poland z Gdańska i Elfeko z Gdyni, korzystający przy pracach ziemnych i fundamentowych z lokalnych podwykonawców. Według danych inwestora przy budowie pracowało łącznie 500 pracowników fizycznych i ok. 40 inżynierów, a w szczycie prac na placu budowy przebywało jednocześnie ponad 300 osób. Krajowi dostawcy – m.in. Telefonika Kable, Siemens Polska, Hitachi Energy Poland, olsztyński Olmex czy Arteche – zrealizowali prace i dostawy o wartości sięgającej łącznie ponad 200 mln zł, z czego samo wyposażenie elektroenergetyczne (wyłączniki, ograniczniki przepięć, przekładniki) odpowiadało za blisko 70 mln zł. Merytorycznego wsparcia projektowi udzielały też Instytut Energetyki z Gdańska oraz Wydział Elektryczny Politechniki Warszawskiej.
Baltic Power dopiero się rozkręca
Farma, z której popłynęła pierwsza energia, wciąż jest w budowie. Docelowo stanie na planowanym obszarze morskim 76 turbin o mocy 15 MW każda – łącznie ok. 1,2 GW mocy zainstalowanej. Do tej pory na morzu zamontowano 54 z nich. Po pełnym uruchomieniu, planowanym na jesień 2026 r., Baltic Power ma produkować około 4 TWh energii rocznie, czyli tyle, ile zużywa rocznie ponad 1,5 mln gospodarstw domowych w Polsce – równowartość ok. 3 proc. całego krajowego zapotrzebowania na prąd. Orlen zapewnił naszą redakcję, że budowa farmy przebiega zgodnie z harmonogramem.
To jednak dopiero początek kolejki do stacji Choczewo. W 2027 r. ma do niej dołączyć farma Baltica 2, rozwijana przez PGE Polską Grupę Energetyczną i duńskiego partnera Ørsted, a rok później – BC-Wind, projekt rozwijany przez Ocean Winds, spółkę portugalsko-francuską (joint venture EDP Renewables i Engie). W dłuższej perspektywie PSE planują przyłączenie w tym miejscu sześciu farm wiatrowych o łącznej mocy blisko 6 GW – to więcej, niż wynosi moc całej Elektrowni Bełchatów.
Zgodnie z założeniami polityki energetycznej Polska planuje osiągnąć ok. 5,9 GW mocy zainstalowanej w morskiej energetyce wiatrowej do 2030 r., a do 2040 r. potencjał offshore wind ma wzrosnąć nawet do ok. 18 GW.
Co z ceną energii?
Za bardziej wstrzemięźliwym tonem podczas uroczystości kryje się jednak twardy rachunek ekonomiczny. Jak przyznała minister Hennig-Kloska podczas panelu towarzyszącego otwarciu stacji, energia z morskich farm wiatrowych jest droższa niż ta produkowana przez lądowe elektrownie wiatrowe czy instalacje fotowoltaiczne. Rządowi zależy jednak na tym, by technologia offshore wind skutecznie konkurowała z gazem i węglem i w ten sposób ściągał w dół średnią cenę energii w krajowym systemie – a więc pośrednio także rachunki gospodarstw domowych i firm.
W praktyce oznacza to, że produkcja z Baltic Power objęta jest tzw. kontraktem różnicowym (CfD) – mechanizmem gwarantującym wytwórcy stałą cenę sprzedaży energii i jednocześnie chroniącym odbiorców. Gdy cena rynkowa jest niższa, dopłaca państwo, gdy wyższa – nadwyżkę oddaje się odbiorcom.
Polska sięgnęła po standard europejski. Dwukierunkowe kontrakty różnicowe upowszechniły się w Europie po reformie brytyjskiego rynku energii z 2014 r., a dziś w podobnej formie stosują je m.in. Dania, Włochy, Francja, Niemcy i Polska. Istota umowy jest prosta: wytwórca energii zawiera ją z podmiotem publicznym – najczęściej państwem lub spółką skarbu państwa – a rozliczenie opiera się na różnicy między ceną otwarcia a ceną zamknięcia kontraktu, wyznaczaną na podstawie rynkowych cen energii. Kluczową rolę odgrywa tu tzw. cena wykonania, czyli poziom ustalany nie odgórnie, lecz w drodze aukcji.
Nieprzypadkowo to właśnie CfD stały się ulubionym narzędziem finansowania morskich farm wiatrowych. Tego typu inwestycje mają niskie koszty zmienne, ale wyjątkowo wysokie koszty kapitałowe – a to właśnie koszt finansowania decyduje w dużej mierze o opłacalności całego przedsięwzięcia. Kontrakt różnicowy daje inwestorowi coś, czego rynek sam z siebie nie gwarantuje: pewność przyszłych przychodów jeszcze przed podjęciem decyzji inwestycyjnej. Dzięki temu banki i fundusze finansujące budowę postrzegają projekt jako mniej ryzykowny i tańszy w obsłudze długu. Bez takiej gwarancji inwestorzy żądaliby wyższego udziału kapitału własnego, co – jak pokazuje praktyka rynkowa – podnosi całkowity koszt finansowania inwestycji.
Analitycy Wise Europa w raporcie „Czym są kontrakty różnicowe” wskazują, że skuteczność takiego modelu potwierdzają doświadczenia innych krajów. W Hiszpanii aukcja oparta na CfD pozwoliła w 2021 r. wynegocjować najniższą cenę energii z lądowych wiatraków w całej Europie. W Australii ten sam mechanizm (i jego odmiana, tzw. semi-CfD) doprowadził do powstania ponad 1900 MW nowych instalacji fotowoltaicznych w Queensland oraz kilkunastu projektów magazynów energii. Najdalej poszła jednak Wielka Brytania, gdzie w latach 2014-2021 program CfD objął kontraktami około 27 GW nowych, niskoemisyjnych mocy wytwórczych, a ceny rozliczeniowe dla morskiej energetyki wiatrowej spadły w tym czasie o ok. 70 proc. Efekt było widać także w samym miksie energetycznym – emisje brytyjskiej energetyki spadły o blisko 68 proc. w dekadzie 2010-2020, a udział węgla w produkcji energii zmniejszył się z 26 do zaledwie 7 proc.
Dla pierwszej fazy projektów offshore w Polsce cenę referencyjną ustalono na ok. 319,60 zł/MWh, indeksowaną inflacją, co w obecnych warunkach daje poziom zbliżony do ok. 400 zł/MWh. To i tak mniej niż ceny giełdowe. Towarowa Giełda Energii (TGE) informowała w raporcie za maj 2026 r., że średnia ważona wolumenem obrotu cena na Rynku Dnia Następnego wyniosła 449,89 zł/MWh – o 112,60 zł/MWh więcej niż w kwietniu. Na rynku terminowym średnia ważona cena kontraktu rocznego z dostawą pasmową w 2027 r. (BASE_Y-27) wyniosła w maju 2026 r. 438,13 zł/MWh, czyli o 0,99 zł/MWh mniej niż miesiąc wcześniej.
Choczewo jako fragment większej układanki
Realizacja projektów offshore oraz towarzyszącej im infrastruktury przesyłowej to, jak podkreślił premier podczas konferencji prasowej, dopiero początek kluczowych inwestycji planowanych w tej pomorskiej gminie. Stacja Choczewo to bowiem element znacznie szerszego programu inwestycyjnego PSE na północy Polski – jednego z największych w historii spółki. Oprócz Choczewa operator buduje drugą dedykowaną stację offshore wind, SE Krzemienicę, wraz z liniami wyprowadzającymi z niej moc, oraz ponad 250 kilometrów nowych linii najwyższych napięć, modernizując przy tym istniejącą sieć. Do obu stacji w kolejnych latach trafi energia z farm wiatrowych, dla których PSE wydały już warunki przyłączenia o łącznej mocy przekraczającej 8,3 GW. Same inwestycje sieciowe związane z odbiorem energii z Bałtyku obejmują aż 22 gminy w województwie pomorskim, a ich pełne dokończenie zaplanowano na 2028 r. To fragment jeszcze większego, wartego ok. 32 mld zł programu inwestycyjnego PSE. Do 2032 r. spółka planuje wybudować blisko 4800 km nowych linii 400 kV oraz 14 nowych stacji, a 91 istniejących – w tym część infrastruktury wokół Choczewa – zmodernizować. To, jak podkreśla sam operator, jeden z największych tego typu programów w Unii Europejskiej.
Papierologia też nabiera tempa. 2 lipca 2026 r. wydane zostało pozwolenie na budowę kolejnego odcinka strategicznej sieci przesyłowej – dwutorowej linii 400 kV Choczewo-Żarnowiec, łączącej bramki liniowe stacji Choczewo z istniejącą linią Słupsk–Żarnowiec. W praktyce oznacza to nie tylko budowę nowego odcinka, ale i przebudowę fragmentu dotychczasowej trasy Słupsk-Żarnowiec wraz z połączeniem torów prądowych i światłowodów obu linii – czyli kolejny krok w rozwijaniu sieci, która ma odprowadzić moc z Bałtyku w głąb kraju.
To właśnie w Choczewie, w lokalizacji Lubiatowo-Kopalino, ma powstać pierwsza polska elektrownia jądrowa – trzy reaktory AP1000 o łącznej mocy 3750 MWe, budowane przez konsorcjum Westinghouse-Bechtel. Projekt ma już za sobą kluczowe decyzje lokalizacyjną i środowiskową, a 31 marca 2026 r. inwestor, spółka Polskie Elektrownie Jądrowe, złożył do Prezesa Państwowej Agencji Atomistyki wniosek o zezwolenie na budowę – pierwszy tego rodzaju dokument w Polsce od 1989 r., liczący ponad 40 tys. stron. Start prac budowlanych, wraz z wylaniem tzw. pierwszego betonu jądrowego, planowany jest na IV kwartał 2028 r., a pierwszy z trzech reaktorów miałby ruszyć komercyjnie w 2036 r. W ten sposób ta sama gmina na Pomorzu ma w ciągu najbliższej dekady stać się miejscem, gdzie spotkają się wszystkie filary polskiej transformacji energetycznej: offshore wind, sieci przesyłowe i atom.
Na razie formalności nabierają tempa. Wojewoda Pomorski wydał niedawno inwestorowi zgodę na drugi etap prac przygotowawczych, obejmujący niwelację terenu i zagospodarowanie przyszłego placu budowy – powstaną tam m.in. warsztaty dla sprzętu budowlanego, hala do montażu modułów reaktorów AP1000, magazyny, drogi dojazdowe oraz tymczasowy węzeł betoniarski, a docelowo także instalacje wodno-kanalizacyjne i własna oczyszczalnia ścieków. Równolegle prowadzone są pogłębione badania geologiczne terenu, a spółka celowo zaplanowała oba etapy prac tak, by mogły przebiegać jednocześnie i nie opóźniać harmonogramu.
Stacja SE Choczewo już teraz przyciąga też inwestorów zainteresowanych budową centrów danych i magazynów energii w regionie, co ma pobudzić lokalny rynek pracy. Ci pierwsi inwestorzy mają już zresztą nazwę i konkretny projekt. W pobliskim Lublewie powstanie Baltic Data Center Campus – centrum danych o docelowej mocy 3,2 GW, budowane przez spółkę WBS Power w bezpośrednim sąsiedztwie stacji Choczewo. Inwestycja, realizowana w czterech etapach po 800 MW każdy, ma czerpać energię ze źródeł konwencjonalnych, uzupełnianych odnawialnymi, a docelowo – gdy ruszy elektrownia jądrowa w Lubiatowie-Kopalinie – także atomowymi. Pierwszy etap ma zostać uruchomiony na przełomie 2028 i 2029 r., a cały projekt, jak zapewnia spółka, ma być największym tego typu obiektem w Polsce i jednym z największych w Europie.
Inwestycje w OZE i atom napędzają rozwój lokalna infrastrukturę
Rozwój energetyki na Pomorzu pociąga za sobą całą serię inwestycji infrastrukturalnych. Symbolicznie zbiegło się to w czasie z otwarciem ostatniego odcinka Trasy Kaszubskiej (S6) – równolegle trwają też inwestycje kolejowe, które mają wzmocnić komunikacyjny szkielet regionu. To nie przypadek. Cała ta układanka ma w najbliższej dekadzie zamienić spokojną dotąd nadmorską gminę w jeden z największych placów budowy polskiej energetyki.
Do listy inwestycji dochodzi też kolej. 8 lipca 2026 r. wydana została decyzja lokalizacyjna dla budowy linii kolejowej nr 230 Wejherowo–Steknica na odcinku Choczewo–Słajszewo Elektrownia – elementu szerszego projektu zapewnienia dostępu kolejowego do elektrowni jądrowej „Lubiatowo-Kopalino”. To sygnał, że transport ciężkich elementów na budowę reaktorów ma odbywać się nie tylko drogą, ale i koleją – równolegle z nową trasą krajową do węzła Łęczyce.
Elektrownia potrzebuje bowiem także dojazdu, którego dziś tam nie ma. Budowa jądrowego olbrzyma wymaga dostarczenia na plac budowy setek tysięcy ton materiałów oraz wielkogabarytowych maszyn i modułów reaktorów, a wąskie, lokalne drogi gminy Choczewo takiego ciężaru by nie udźwignęły. Stąd decyzja o budowie zupełnie nowej, ok. 26-kilometrowej drogi krajowej, która połączy przyszły plac budowy „Lubiatowa-Kopalina” bezpośrednio z węzłem Łęczyce na Trasie Kaszubskiej (S6) i przejmie cały ciężki ruch budowlany – tak, by oszczędzić Choczewu, Sasinowi czy Słajszewu losu zakorkowanych i zniszczonych dróg lokalnych. GDDKiA podzieliła inwestycję na dwa odcinki. Pierwszy, między Lubiatowem a drogą wojewódzką nr 213, ma już podpisaną umowę z wykonawcą – prace ruszyły w kwietniu tego roku. Drugi, blisko 15-kilometrowy fragment do węzła Łęczyce, wart niemal 200 mln zł, zrealizuje w systemie „projektuj i buduj” konsorcjum Aldesa Construcciones Polska i Aldesa Construcciones, z terminem zakończenia w II kwartale 2029 r. Inwestycja, wpisana do rządowego programu wspierania kluczowej infrastruktury energetycznej na Pomorzu, ma poza obsługą budowy elektrowni także odciążyć lokalne drogi i skrócić dojazd nad Bałtyk w sezonie turystycznym.
Patrycja Rapacka, redaktor Gramwzielone.pl
patrycja.rapacka@gramwzielone.pl
© Materiał chroniony prawem autorskim. Wszelkie prawa zastrzeżone. Dalsze rozpowszechnianie artykułu tylko za zgodą wydawcy E-Magazyny Sp. z o.o.
