Transformacja polskiej energetyki w kierunku niskoemisyjnym nie jest możliwa bez dynamicznego rozwoju morskiej energetyki wiatrowej. Offshore wind w Polsce staje się jednym z kluczowych filarów strategii dekarbonizacji, bezpieczeństwa energetycznego oraz spełnienia wymogów polityki klimatycznej Unii Europejskiej. Potencjał Morza Bałtyckiego, nowy model wsparcia, dojrzałość technologii oraz zaangażowanie krajowego przemysłu sprawiają, że projekty morskich farm wiatrowych mogą radykalnie zmienić miks energetyczny i strukturę gospodarki w perspektywie najbliższych dwóch dekad.

Rola offshore wind w dekarbonizacji polskiej energetyki

Morska energetyka wiatrowa jest jednym z najbardziej efektywnych narzędzi redukcji emisji CO₂ w sektorze elektroenergetycznym. Średni współczynnik wykorzystania mocy na Bałtyku przekracza 40–45%, co oznacza, że morskie farmy wiatrowe produkują znacznie więcej energii w ciągu roku niż typowe instalacje wiatrowe na lądzie. Dla Polski, której miks energetyczny wciąż oparty jest w ponad 60% na węglu, przełożenie potencjału offshore wind na konkretne projekty to kluczowy element ścieżki do neutralności klimatycznej.

Szacuje się, że realizacja pierwszych dwóch faz rozwoju offshore o mocy ok. 18–20 GW pozwoli na redukcję emisji rzędu kilkudziesięciu milionów ton CO₂ rocznie, zastępując energię z bloków węglowych i gazowych. Jednocześnie projekty te umożliwiają powstanie nowego sektora przemysłowego: od produkcji komponentów, przez budowę statków instalacyjnych i serwisowych, po usługi inżynieryjne oraz zaplecze badawczo-rozwojowe.

Strategia państwa i ramy regulacyjne dla offshore wind

Rozwój offshore wind w Polsce jest ściśle powiązany z dokumentami strategicznymi, takimi jak Polityka energetyczna Polski do 2040 r. (PEP2040), Krajowy plan na rzecz energii i klimatu oraz sektorowa polityka energetyki morskiej. Wyznaczają one kierunek i tempo transformacji, a także zakładane wolumeny mocy zainstalowanej w morskich farmach wiatrowych.

Kluczowym aktem prawnym jest tzw. ustawa offshore – ustawa z 17 grudnia 2020 r. o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych. Wprowadza ona dwuetapowy system wsparcia oparty na mechanizmie kontraktów różnicowych (CfD) oraz reguluje kwestie przyłączeń do sieci, procedur lokalizacyjnych i wymogi w zakresie udziału krajowego łańcucha dostaw.

Etapy systemu wsparcia CfD

• I faza – indywidualnie przyznane wsparcie dla projektów o łącznej mocy do 5,9 GW, na podstawie decyzji Prezesa URE, przy maksymalnej cenie referencyjnej określonej w rozporządzeniu.
• II faza – konkurencyjne aukcje dla kolejnych projektów, w których inwestorzy oferują cenę za MWh, a wsparcie uzyskują oferty najniższe, aż do wyczerpania puli mocy.

System CfD zapewnia przewidywalność przychodów i ograniczenie ryzyka inwestycyjnego, co jest kluczowe przy projektach o wartości sięgającej kilku miliardów euro. Jednocześnie państwo ogranicza nadmierne zyski w przypadku wysokich cen energii na rynku hurtowym, co wzmacnia akceptację społeczną dla wsparcia OZE.

Główne projekty offshore wind w Polsce – przegląd I fazy

Pierwsza faza rozwoju morskiej energetyki wiatrowej w Polsce obejmuje projekty o łącznej mocy 5,9 GW w wyłącznej strefie ekonomicznej Morza Bałtyckiego. Zostały one zlokalizowane głównie na ławicy Środkowej i w rejonie Ławicy Słupskiej, w odległości kilkudziesięciu kilometrów od brzegu. Są to projekty prowadzone w formule partnerstw dużych polskich podmiotów energetycznych z doświadczonymi międzynarodowymi deweloperami.

Bałtyk II i Bałtyk III (Equinor / Polenergia)

Projekty Bałtyk II i Bałtyk III, realizowane w równych udziałach przez Equinor i Polenergię, to jedne z najbardziej zaawansowanych inwestycji offshore w Polsce. Łączna moc planowanych farm przekracza 1,4 GW. Zgodnie z harmonogramem, farmy te powinny osiągnąć etap finalnej decyzji inwestycyjnej (FID) w połowie dekady, a produkcja energii ma rozpocząć się około 2027–2028 r.

Instalacja kilkudziesięciu turbin o jednostkowej mocy sięgającej 14–15 MW pozwoli na zasilanie kilku milionów gospodarstw domowych zieloną energią. Projekty obejmują również budowę infrastruktury przyłączeniowej, w tym morskich stacji transformatorowych oraz kabli eksportowych do stacji lądowych w rejonie Słupska i Choczewa.

Bałtyk I – projekt drugiej fazy, ale już w przygotowaniu

Choć Bałtyk I należy formalnie do drugiej fazy rozwoju offshore wind (planowana moc ok. 1,5–1,7 GW), prace przygotowawcze trwają równolegle. Projekt położony jest dalej na morzu niż Bałtyk II i III, co pozwala na wykorzystanie lepszych warunków wiatrowych, ale zwiększa wymagania w zakresie infrastruktury i logistyki. Bałtyk I ma szansę znacząco wesprzeć realizację celu neutralności klimatycznej po 2030 r.

Projekty PGE Baltica

Grupa PGE, poprzez spółkę PGE Baltica, odpowiada za kluczowe projekty: Baltica 2 i Baltica 3 (w partnerstwie z Ørsted), a także kolejny projekt Baltica 1 w ramach drugiej fazy. Baltica 2 i Baltica 3 mają łącznie ok. 2,5 GW mocy, co czyni ten kompleks jedną z największych inwestycji offshore w całym regionie Morza Bałtyckiego.

Zgodnie z przyjętym harmonogramem, pierwsza energia z Baltica 3 ma popłynąć około 2027–2028 r., a pełne uruchomienie mocy przewidywane jest na początek lat 30. XX w. Projekt uwzględnia budowę dedykowanego łańcucha dostaw w Polsce, w tym baz instalacyjnych w porcie w Gdańsku lub Gdyni oraz zaplecza serwisowego w Ustce lub Łebie.

Projekty innych polskich grup energetycznych

Obok PGE, Equinor/Polenergia i Ørsted, w pierwszej fazie systemu wsparcia uczestniczą również inne spółki energetyczne, m.in. Orlen Neptun (wcześniej Orlen / Northland Power) oraz RWE. Ich projekty zlokalizowane są w rejonie Ławicy Słupskiej i mają moce od kilkuset megawatów do ponad 1 GW. Taka dywersyfikacja właścicielska zwiększa konkurencję, przyspiesza budowę kompetencji rynkowych i sprzyja obniżaniu kosztów technologii.

Druga faza rozwoju – nowe lokalizacje i nowe moce

II faza rozwoju offshore wind w Polsce, często określana jako „druga fala projektów”, zakłada odblokowanie kolejnych lokalizacji na Bałtyku i przeprowadzenie aukcji dla nowych koncesji. Łączna moc, która może zostać zakontraktowana, szacowana jest na 8–11 GW w horyzoncie lat 30., a w perspektywie długoterminowej potencjał polskiej strefy Morza Bałtyckiego oceniany jest nawet na 28–33 GW.

Planowane jest ogłaszanie aukcji w kilku turach, z uwzględnieniem stopnia gotowości sieci przesyłowej na przyjęcie dodatkowych mocy oraz możliwości krajowego łańcucha dostaw. Nowe lokalizacje będą położone zarówno bliżej brzegu (ale z uwzględnieniem wymogów środowiskowych i żeglugowych), jak i dalej na morzu, co wymagać będzie intensywnego rozwoju technologii przyłączeniowych, w tym rozwiązań HVDC i – w dalszej perspektywie – koncepcji sieci hybrydowych i połączeń międzysystemowych.

Harmonogram rozwoju offshore wind w Polsce do 2030 i 2040

Realistyczny harmonogram rozwoju morskich farm wiatrowych musi uwzględniać etapy przygotowawcze, proces pozyskiwania pozwoleń, finansowanie, budowę infrastruktury sieciowej oraz etap instalacji. Dla większości projektów I fazy kluczowy okres to lata 2024–2030, kiedy zapadną finalne decyzje inwestycyjne i rozpoczną się prace budowlano-montażowe na morzu.

Perspektywa do 2030 r.

• 2024–2025: finalizacja badań środowiskowych i geotechnicznych, uzyskiwanie pozwoleń lokalizacyjnych i środowiskowych, negocjacje kontraktów na dostawy turbin, kabli i fundamentów.
• 2025–2026: podejmowanie FID dla pierwszych projektów, rozpoczęcie budowy infrastruktury portowej oraz sieci przesyłowej na lądzie, zamówienia statków instalacyjnych.
• 2027–2030: instalacja pierwszych turbin, rozruch morskich stacji transformatorowych, stopniowe włączanie mocy do systemu elektroenergetycznego. Celem jest osiągnięcie 5,9 GW mocy zainstalowanej do 2030 r.

Perspektywa 2030–2040

W latach 30. główny nacisk zostanie przeniesiony na drugą falę projektów oraz modernizację i rozbudowę systemu przesyłowego. Polskie Sieci Elektroenergetyczne planują budowę nowych linii wysokiego napięcia i stacji elektroenergetycznych w północnej Polsce, tak aby umożliwić efektywne odprowadzanie energii z regionów nadmorskich do głównych centrów zużycia.

Do 2040 r. zakłada się osiągnięcie 18–20 GW mocy zainstalowanej w offshore wind na Bałtyku. Taki poziom może pokrywać nawet 40–50% krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną, w zależności od scenariuszy wzrostu gospodarczego, elektryfikacji transportu i ogrzewania oraz rozwoju przemysłu energochłonnego.

Znaczenie offshore wind dla bezpieczeństwa energetycznego i miksu energetycznego

Morskie farmy wiatrowe mają istotny wpływ na strukturę krajowego systemu energetycznego. Zastępując stopniowo wycofywane moce węglowe, ograniczają konieczność importu paliw kopalnych (węgla i gazu), a tym samym wzmacniają bezpieczeństwo energetyczne. Dodatkowo stabilniejszy profil wiatru na morzu niż na lądzie sprawia, że zmienność generacji jest bardziej przewidywalna, co ułatwia jej integrację z systemem.

W połączeniu z magazynami energii, elastycznymi elektrowniami szczytowo‑pompowymi, elektrowniami gazowymi o wysokiej sprawności (docelowo zasilanymi gazami zdekarbonizowanymi, jak wodór) oraz rozwojem sieci przesyłowych, offshore wind może pełnić rolę „nowej podstawy” polskiego miksu energetycznego. To właśnie na morskich farmach wiatrowych w dużej mierze będzie opierać się dekarbonizacja polskiej energetyki po 2030 r.

Łańcuch dostaw i potencjał polskiego przemysłu

Rozwój morskiej energetyki wiatrowej to nie tylko produkcja energii elektrycznej, ale również rozbudowany łańcuch wartości w przemyśle i usługach. Polska ma szansę stać się jednym z głównych hubów offshore wind w regionie Morza Bałtyckiego, pod warunkiem konsekwentnego budowania kompetencji i infrastruktury.

Kluczowe segmenty łańcucha dostaw

• Produkcja elementów stalowych – fundamentów, wież, konstrukcji dla morskich stacji transformatorowych, platform serwisowych.
• Przemysł kablowy – kable wewnętrzne (array cables) oraz eksportowe (export cables) wysokiego napięcia.
• Porty instalacyjne i serwisowe – rozbudowa nabrzeży, placów montażowych, dźwigów o dużym udźwigu, zaplecza logistycznego.
• Usługi inżynieryjne – projektowanie, nadzór, geotechnika, badania środowiskowe, modelowanie numeryczne.
• Szkolenia i kompetencje – programy edukacyjne dla techników i inżynierów, centra szkoleniowe w standardzie GWO.

Wymogi dotyczące udziału lokalnego łańcucha dostaw (local content) wpisane w ustawę offshore i dokumenty rządowe mają zapewnić, że znaczna część wartości dodanej pozostanie w krajowej gospodarce. Jednocześnie polskie firmy już dziś uczestniczą w dostawach dla projektów offshore w Niemczech, Danii czy Wielkiej Brytanii, co stanowi bazę do dalszej ekspansji.

Infrastruktura sieciowa i integracja z systemem elektroenergetycznym

Jednym z najpoważniejszych wyzwań rozwoju offshore wind w Polsce jest dostosowanie krajowego systemu przesyłowego. Duże skupiska mocy w jednym regionie (północne województwa) wymagają rozbudowy sieci w układzie północ‑południe, budowy nowych stacji 400 kV oraz zastosowania zaawansowanych rozwiązań w zakresie automatyki systemowej.

W miarę wzrostu mocy zainstalowanej pojawi się również potrzeba stosowania technologii HVDC (prądu stałego wysokiego napięcia), umożliwiających przesył energii na duże odległości przy mniejszych stratach oraz tworzenie tzw. sieci hybrydowych, łączących funkcję przyłącza farm wiatrowych i interkonektora międzysystemowego. Takie rozwiązania wpisują się w ideę offshore grid na Morzu Bałtyckim, lansowaną przez Komisję Europejską jako element unijnej strategii energetycznej.

Aspekty środowiskowe i społeczne rozwoju offshore wind

Morskie farmy wiatrowe są technologią niskoemisyjną, ale ich rozwój musi uwzględniać wpływ na środowisko morskie, rybołówstwo, żeglugę oraz krajobraz. Polskie projekty przechodzą szczegółowe procedury oceny oddziaływania na środowisko (OOŚ), obejmujące m.in. badania dna morskiego, szlaków migracyjnych ptaków, ssaków morskich oraz wpływu hałasu podwodnego w trakcie instalacji fundamentów.

Kluczowe jest również prowadzenie dialogu z lokalnymi społecznościami i sektorem rybackim. W praktyce stosuje się rozwiązania minimalizujące kolizje – korytarze żeglugowe, strefy wyłączone, planowanie tras kabli z uwzględnieniem obszarów połowowych. Coraz częściej analizuje się także potencjał synergii, np. łączenie farm wiatrowych z obszarami ochrony przyrody czy hodowlą organizmów morskich, co może tworzyć tzw. wielofunkcyjne wykorzystanie przestrzeni morskiej.

Offshore wind a transformacja gospodarcza i miejsca pracy

Realizacja ambitnego programu offshore wind w Polsce oznacza tysiące nowych miejsc pracy w sektorze energetycznym, stoczniowym, budowlanym i usługowym. Szacunki różnych ośrodków analitycznych mówią o 60–80 tys. miejsc pracy w szczytowym okresie budowy oraz kilku‑kilkunastu tysiącach stałych etatów w fazie eksploatacji.

Rozwój kompetencji w obszarze morskiej energetyki wiatrowej może stać się impulsem do tworzenia wyspecjalizowanych centrów badawczo‑rozwojowych, akceleratorów technologicznych oraz nowych kierunków studiów technicznych. Polska ma szansę wyjść poza rolę podwykonawcy i stać się eksporterem know‑how oraz zaawansowanych komponentów dla globalnego rynku offshore.

Wyzwania inwestycyjne i finansowe

Morskie farmy wiatrowe należą do najbardziej kapitałochłonnych inwestycji w sektorze energetycznym. Pojedynczy projekt o mocy 1 GW może kosztować 3–4 mld EUR, w zależności od głębokości wody, odległości od brzegu, cen stali i turbin. Zapewnienie konkurencyjnego finansowania jest warunkiem utrzymania akceptowalnego kosztu energii (LCOE) dla odbiorców końcowych.

Banki komercyjne, instytucje międzynarodowe (EBI, EBOiR) oraz inwestorzy instytucjonalni coraz chętniej angażują się w finansowanie offshore wind, widząc w nim stabilny, długoterminowy strumień przychodów wsparty mechanizmem CfD. Z drugiej strony rosnące koszty materiałów i usług, ryzyka łańcucha dostaw oraz presja na wysokie standardy środowiskowe wymagają precyzyjnego zarządzania ryzykiem i profesjonalnego przygotowania projektów.

Technologiczne trendy w morskiej energetyce wiatrowej

Globalny rynek offshore wind charakteryzuje się dynamicznym rozwojem technologii. Dla Polski, wchodzącej w fazę realizacji projektów w drugiej połowie lat 20., oznacza to możliwość wykorzystania najnowszych rozwiązań, już sprawdzonych na innych rynkach.

Rosnąca moc turbin i innowacje w fundamentach

Standardem stają się turbiny o mocy 14–15 MW, a w perspektywie kilku lat dostępne będą jednostki 18–20 MW. Wyższa moc jednostkowa oznacza mniejszą liczbę turbin na farmie o danej mocy, co przekłada się na niższe koszty instalacji i utrzymania. W obszarze fundamentów, obok klasycznych monopali, rozwijają się konstrukcje typu jacket oraz rozwiązania dedykowane większym głębokościom wody.

Pływające farmy wiatrowe (floating offshore wind)

W długoterminowej perspektywie istotnym kierunkiem może być floating offshore wind, czyli turbiny na konstrukcjach pływających zakotwiczonych na większych głębokościach. Choć warunki Bałtyku sprzyjają głównie rozwiązaniom na fundamentach stałych, rozwój technologii pływających może otworzyć nowe obszary lokalizacyjne i zwiększyć całkowity potencjał mocy. Dla polskich firm jest to również szansa na wczesne wejście w segment, który globalnie może stać się standardem po 2040 r.

Offshore wind a magazynowanie energii i wodór

Wysoka zmienność produkcji z OZE, w tym z morskich farm wiatrowych, wymaga rozwiniętych mechanizmów bilansowania systemu. Jednym z kluczowych kierunków jest integracja offshore wind z magazynami energii oraz produkcją zielonego wodoru. Nadwyżki energii w okresach wysokiej generacji mogą być wykorzystywane do zasilania elektrolizerów, produkujących wodór na potrzeby przemysłu chemicznego, rafinerii, transportu ciężkiego czy magazynowania sezonowego.

W perspektywie lat 30. i 40. możliwe jest tworzenie tzw. hubów energetyczno‑wodorowych w rejonie portów nadmorskich, łączących morskie farmy wiatrowe, infrastrukturę elektroenergetyczną, instalacje elektrolizy oraz sieci przesyłu wodoru. Taki model wpisuje się w europejskie strategie wodorowe i może znacząco zwiększyć efektywność wykorzystania potencjału offshore wind.

Ryzyka i bariery dla harmonogramu projektów offshore w Polsce

Mimo dużych szans, rozwój morskiej energetyki wiatrowej napotyka szereg wyzwań, które mogą wpływać na harmonogram inwestycji. Do kluczowych barier należą: ograniczona przepustowość sieci, złożone procedury administracyjne, niedobór wyspecjalizowanych kadr oraz globalna konkurencja o statki instalacyjne i komponenty.

Dodatkowo istotne są ryzyka regulacyjne – zmiany w systemie wsparcia, opóźnienia w wydawaniu pozwoleń czy niepewność co do długoterminowej polityki energetyczno‑klimatycznej. Minimalizacja tych ryzyk wymaga stabilnego otoczenia legislacyjnego, efektywnej koordynacji między resortami oraz ścisłej współpracy inwestorów z operatorami sieci i administracją morską.

Znaczenie współpracy międzynarodowej na Bałtyku

Morze Bałtyckie jest akwenem wspólnym dla kilku państw członkowskich UE oraz krajów spoza Unii. Rozwój offshore wind w regionie wymaga skoordynowanego podejścia do planowania przestrzennego, rozwoju sieci przesyłowych oraz standardów środowiskowych. Inicjatywy takie jak Bałtycka Deklaracja ds. Energetyki Wiatrowej czy platformy współpracy operatorów systemów przesyłowych tworzą ramy dla wspólnych projektów infrastrukturalnych, w tym transgranicznych sieci offshore.

Dla Polski udział w takich inicjatywach to szansa na optymalizację kosztów, zwiększenie bezpieczeństwa dostaw oraz wzmocnienie pozycji negocjacyjnej w unijnej polityce klimatyczno‑energetycznej. Jednocześnie współpraca międzynarodowa pozwala na szybsze wdrażanie najlepszych praktyk w zakresie technologii, ochrony środowiska i regulacji.

Perspektywy długoterminowe: offshore wind jako fundament gospodarki neutralnej klimatycznie

Patrząc w perspektywie 2050 r., offshore wind w Polsce może stać się jednym z głównych filarów gospodarki neutralnej klimatycznie. Wysoka produkcja energii z Bałtyku, wsparta fotowoltaiką, energetyką lądową, magazynami i wodorem, pozwoli na głęboką dekarbonizację przemysłu, transportu i sektora budynków. Kluczowe będzie jednak konsekwentne realizowanie harmonogramu projektów, rozwój krajowego łańcucha dostaw oraz integrowanie polityk energetycznych, przemysłowych i edukacyjnych.

FAQ

Jakie są główne etapy realizacji projektu morskiej farmy wiatrowej w Polsce?

Realizacja morskiej farmy wiatrowej w Polsce obejmuje kilka kluczowych etapów. Najpierw inwestor pozyskuje lokalizację i prowadzi wstępne badania wietrzności oraz warunków geotechnicznych. Następnie przeprowadzana jest szczegółowa ocena oddziaływania na środowisko i uzyskiwane są pozwolenia administracyjne, w tym decyzja lokalizacyjna oraz pozwolenie na budowę. Równolegle negocjowane są kontrakty na turbiny, fundamenty, kable oraz finansowanie projektu. Kolejny etap to budowa infrastruktury portowej i sieciowej, instalacja fundamentów, wież i turbin na morzu, a na końcu rozruch, testy i przyłączenie farmy do krajowego systemu elektroenergetycznego.

Kiedy pierwsze morskie farmy wiatrowe w Polsce zaczną produkować energię elektryczną?

Według obecnych harmonogramów inwestorów oraz założeń rządowych, pierwsze duże morskie farmy wiatrowe w Polsce powinny rozpocząć komercyjną produkcję energii około 2027–2028 roku. Dotyczy to przede wszystkim projektów z pierwszej fazy systemu wsparcia o łącznej mocy 5,9 GW, takich jak Bałtyk II i III czy kompleks Baltica. Początkowo będą one włączane do sieci etapami, wraz z oddawaniem do użytku kolejnych turbin i morskich stacji transformatorowych. Pełne wykorzystanie mocy zainstalowanej przewidywane jest na przełomie dekady, co istotnie zwiększy udział energii z offshore wind w polskim miksie energetycznym.

Jaki jest potencjał morskiej energetyki wiatrowej na Morzu Bałtyckim po stronie polskiej?

Potencjał morskiej energetyki wiatrowej w polskiej wyłącznej strefie ekonomicznej Morza Bałtyckiego szacowany jest na około 28–33 GW mocy zainstalowanej. W dokumentach strategicznych przyjęto na razie cele na poziomie 5,9 GW do 2030 roku oraz 18–20 GW do 2040 roku. Ostateczny poziom zależeć będzie od dostępności obszarów, wymogów środowiskowych, rozwoju technologii oraz możliwości sieci przesyłowej. Warunki wietrzne i głębokość Bałtyku są bardzo korzystne, co sprawia, że Polska może stać się jednym z liderów offshore wind w regionie i znacząco zwiększyć udział odnawialnych źródeł energii w miksie.

W jaki sposób offshore wind wpływa na ceny energii elektrycznej dla odbiorców?

Morskie farmy wiatrowe wymagają wysokich nakładów inwestycyjnych, jednak dzięki mechanizmowi kontraktów różnicowych i rosnącej dojrzałości technologii koszt energii z offshore wind systematycznie spada. W dłuższej perspektywie duża podaż taniej energii z wiatru na morzu może stabilizować, a nawet obniżać hurtowe ceny energii elektrycznej. Dodatkowo offshore wind zmniejsza zależność od importu paliw kopalnych i wrażliwość na wahania cen gazu czy węgla. Koszty wsparcia są rozłożone na wielu odbiorców i maleją wraz ze wzrostem cen rynkowych energii, dzięki czemu wpływ na rachunki końcowe stopniowo się ogranicza, a korzyści z dekarbonizacji i bezpieczeństwa energetycznego rosną.

Jakie są główne korzyści środowiskowe wynikające z rozwoju morskich farm wiatrowych w Polsce?

Rozwój morskich farm wiatrowych w Polsce przynosi istotne korzyści środowiskowe, przede wszystkim poprzez redukcję emisji CO₂ i innych zanieczyszczeń związanych z produkcją energii z węgla i gazu. Offshore wind nie emituje spalin w trakcie eksploatacji, a ślad węglowy całego cyklu życia jest wielokrotnie niższy niż w przypadku źródeł konwencjonalnych. Dodatkowo ograniczane są emisje pyłów, SO₂ i NOx wpływających na jakość powietrza. Projekty przechodzą szczegółowe oceny oddziaływania na ekosystem morski, a poprzez odpowiednie planowanie przestrzenne można minimalizować kolizje z obszarami cennymi przyrodniczo i korytarzami migracji gatunków.