Co umowa Trumpa z TotalEnergies oznacza dla polskiego i europejskiego offshore wind?

Precedens warty miliard – dlaczego Europa go śledzi

Gdy administracja Trumpa zapłaciła TotalEnergies 928 mln dolarów za rezygnację z dwóch projektów offshore wind w USA, w europejskich stolicach i centralach największych deweloperów energii wiatrowej zaczęły się gorączkowe analizy. Nie dlatego, że Europa jest narażona na podobny ruch – ale dlatego, że ta decyzja redefiniuje pojęcie ryzyka regulacyjnego w branży.

Europejskie projekty offshore wind rozwijają się w innym środowisku prawnym – unijne dyrektywy, cele klimatyczne na 2030 i 2050 rok, mechanizmy kontraktów różnicowych (CfD) dają inwestorom znacznie więcej pewności niż rynek amerykański. Ale inwestorzy, którzy stracili setki milionów na projektach w USA, będą teraz bardziej ostrożni przy kolejnych decyzjach inwestycyjnych globalnie.

Czy TotalEnergies była obecna na polskim Bałtyku?

TotalEnergies nie figuruje wśród głównych graczy polskiego offshore wind. Kluczowe projekty na Bałtyku realizują: PGE (Baltic Power wspólnie z Ørsted, Baltica 2 i 3), Orlen (Baltic Power), RWE (projekt Aquila), PNE (projekty sprzedane PGE), oraz szwedzki Vattenfall i duński Ørsted. Rezygnacja TotalEnergies z USA nie uderza więc bezpośrednio w polskie projekty.

Jednak pośrednio – sytuacja ma znaczenie. Firmy takie jak Ørsted (duńska spółka skarbu państwa) mają jednocześnie projekty w USA i na Bałtyku. Jeśli Ørsted – czy inne duże podmioty – zdecydują się na odwrót z USA na wzór TotalEnergies, może to wpłynąć na ich zdolność finansową do realizacji zobowiązań europejskich.

Polski offshore wind: inne regulacje, inna stabilność

Polska ustawa offshorowa (z 2021 roku z nowelizacją 2023) i system aukcyjny CRES dają polskim projektom offshore znacznie bardziej przewidywalne ramy niż te, które miały europejskie firmy w USA. Kontrakty różnicowe gwarantują przychody przez 25 lat, a harmonogram aukcji jest znany z wyprzedzeniem.

Polska ma do 2030 roku przyłączyć pierwszą farmę wiatrową na Bałtyku (Baltic Power, ~1,2 GW, budowana), a do 2040 roku osiągnąć łącznie 18 GW offshore. Żaden z tych harmonogramów nie jest zagrożony przez decyzję Trumpa i TotalEnergies.

Efekt psychologiczny: droższy kapitał dla OZE?

Prawdziwy problem może pojawić się na poziomie kosztu kapitału. Inwestorzy instytucjonalni, fundusze infrastrukturalne i banki, które finansują projekty offshore na całym świecie, aktualizują swoje modele ryzyka regulacyjnego. Nawet jeśli europejskie regulacje są stabilne, sam fakt, że rząd może „odkupić" projekt od inwestora, trafia do słownika ryzyk.

Analitycy z Bloomberg New Energy Finance już w marcu 2026 sygnalizowali, że koszt finansowania nowych projektów offshore wind w Europie może nieznacznie wzrosnąć ze względu na rosnącą premię za ryzyko regulacyjne – szczególnie w projektach z ekspozycją na rynki pozaunijne.

Wnioski dla polskich deweloperów i decydentów

Dla PGE, Orlen i innych podmiotów realizujących polskie projekty offshore kluczowy wniosek jest jeden: stabilność kontraktu i wiarygodność regulatora to nie bonus, lecz warunek konieczny przyciągania taniego kapitału. Polska musi utrzymać reputację rynku, na którym raz ustalonych warunków się nie zmienia – bo wtedy koszty finansowania pozostaną niskie, a projekty potencjalnie uzasadnione ekonomicznie.

Źródła: Reuters (18.03.2026), Wind Power Monthly (20.03.2026), Bloomberg NEF (marzec 2026), Offshore Wind Biz (17.03.2026), ustawa o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych (Dz.U. 2021).

Powyższe dane i szacunki mają charakter analityczny i informacyjny. Nie stanowią porady inwestycyjnej ani finansowej. Konkretne wyniki zależą od indywidualnej sytuacji energetycznej, lokalizacji, dostępnych programów dotacyjnych i warunków instalacji.