W ciągu 2026 r. Dania odnotowała serię kamieni milowych w energetyce, które razem pokazują kierunek rozwoju jej systemu energetycznego – morską farmę wiatrową na rekordową skalę przechodzącą od licencji do stali w wodzie, transgraniczny projekt wyspy energetycznej mający wzmocnić europejskie bezpieczeństwo energetyczne oraz pierwsze sygnały, jak kraj planuje zarządzać siecią, która nie nadąża za nowymi mocami odnawialnymi.

W styczniu duńska Agencja Energii przyznała 30-letnią licencję na produkcję energii elektrycznej dla morskiej farmy wiatrowej Thor należącej do RWE – projektu o mocy 1,1 GW, 22 km od zachodniego wybrzeża Jutlandii, który po pełnym uruchomieniu w 2027 r. stanie się największą duńską farmą offshore, zasilając odpowiednik ponad miliona duńskich gospodarstw domowych. W kwietniu RWE i Siemens Gamesa zainstalowały na tej farmie pierwszą na świecie turbinę z wieżą stalową o obniżonym śladzie CO₂ oraz łopatami wirnika nadającymi się do recyklingu – połowa z 72 turbin Thor będzie miała wieże niskoemisyjne, a 40 z nich łącznie 120 łopat z recyklingu; RWE określiło to jako krok w stronę „w pełni cyrkularnej energetyki wiatrowej offshore”.

Również w styczniu Dania i Niemcy zawarły dwustronne porozumienie o wspólnej inwestycji w wyspę energetyczną Bornholm, w obecności kanclerza Friedricha Merza i premier Mette Frederiksen. Niemiecka minister gospodarki Katherina Reiche nazwała je „flagowym projektem europejskiej współpracy i strategicznym przedsięwzięciem dla naszego wspólnego bezpieczeństwa”, a jej duński odpowiednik Lars Aagaard stwierdził, że oznacza ono „nową erę połączeń międzysystemowych i wspólnego bezpieczeństwa energetycznego”. Wyspa, budowana na duńskim Bornholmie na Morzu Bałtyckim, ma łączyć produkcję energii z morskich farm wiatrowych z transgranicznym połączeniem z Niemcami, zmniejszając ekspozycję obu krajów na wstrząsy w dostawach energii.

To zdolność sieci, a nie produkcja, staje się coraz częściej głównym ograniczeniem rozbudowy duńskiej energetyki. Naukowcy z Politechniki Duńskiej (DTU) poinformowali w maju, że zatwierdzone projekty wiatrowe i fotowoltaiczne mogą czekać na przyłączenie nawet do lat 30., ponieważ dostępna zdolność sieci jest już zarezerwowana dla istniejących instalacji – mimo że turbiny zwykle pracują z pełną mocą jedynie przez 20–50 proc. czasu. Proponowanym rozwiązaniem są hybrydowe elektrownie łączące energetykę wiatrową, fotowoltaikę i magazyny energii, zarządzające łączną produkcją tak, by nie przekraczać jednego przyłącza sieciowego – według modelowania DTU kombinacja 100 MW wiatru, 80 MW fotowoltaiki i 50 MW magazynów mogłaby działać rentownie na pojedynczym przyłączu o mocy 100 MW.

Obraz wykracza poza samą elektryczność. W czerwcu ENGIE i European Energy uzgodniły budowę instalacji elektrolizy wodoru o mocy do 150 MW w pobliżu Kassø w gminie Aabenraa, z planowanym uruchomieniem ok. 2030 r., mającej zasilać planowany duńsko-niemiecki wodorowy „backbone”. ENGIE zarezerwowało prawa do sprzedaży ponad 20 tys. ton odnawialnego wodoru rocznie z tej instalacji, wybranej w ramach niemieckiej aukcji wodorowej powiązanej z Europejskim Bankiem Wodoru.

Wzięte razem, tegoroczne duńskie kamienie milowe wskazują ten sam kierunek: więcej mocy offshore budowanych z mniejszym śladem węglowym, wyspa energetyczna na Bałtyku zaprojektowana do dzielenia się tą mocą ponad granicą oraz wczesne działania w sieci i wodorze, by infrastruktura nie zostawała w tyle za produkcją. Skoro pozostałe turbiny Thor mają zostać zainstalowane do końca 2026 r., a pełne uruchomienie nastąpi w 2027 r., a projekt Bornholm przechodzi od porozumienia do budowy, przyszły rok pokaże, czy te ambicje przełożą się na realnie dostarczone moce.