Morze Bałtyckie po cichu staje się jednym obiektem infrastrukturalnym. Nie zbiorem krajowych farm wiatrowych z krajowymi przyłączami, lecz powiązanym systemem połączeń międzysystemowych, kabli podmorskich i — coraz częściej — korytarzy wodorowych. Projekty ogłoszone w ostatnim roku mają sens dopiero czytane razem, a czytane razem prowadzą do jednego wniosku: ograniczenie dla bałtyckiego wiatru przesuwa się z wytwarzania na wszystko, co tę energię przenosi.

Luka inwestycyjna w liczbach

Aurora Energy Research podała skalę problemu w metaanalizie europejskich sieci i liczby te są niewygodne. Zarządzanie ograniczeniami kosztowało Europę 8,9 mld euro w 2024 roku — około 13 proc. rocznych nakładów na sieci wydano na radzenie sobie ze skutkami ich niedoboru. W tym samym roku ograniczono 72 TWh generacji, głównie odnawialnej, z powodu wąskich gardeł — to wielkość porównywalna z całorocznym zużyciem energii elektrycznej w Austrii.

Kolejki są jednak gorsze niż samo ograniczanie. Ponad 800 GW mocy słonecznej i wiatrowej oraz 550 GW projektów bateryjnych ubiega się obecnie o dostęp do sieci w samej Wielkiej Brytanii, Francji, Włoszech, Hiszpanii i Holandii. Ocena Aurory jest jednoznaczna: większość europejskich procedur zarządzania kolejkami przyłączeniowymi przestała spełniać swoje zadanie.

Inwestycje wzrosły — o 47 proc. w ciągu pięciu lat, do około 70 mld euro rocznie — i wciąż brakuje od 15 do 44 proc. tego, czego wymaga neutralność klimatyczna. Luka rośnie z perspektywą czasu. Do 2040 roku zobowiązania operatorów dystrybucyjnych będą niższe od potrzeb o ponad 66 proc., a przesyłowych o 29 proc. Do 2050 roku Europa potrzebuje 576 tys. km linii przesyłowych, 7,8 mln km linii dystrybucyjnych i ponad pięciu milionów transformatorów. To odbudowa sieci w ciągu jednego pokolenia.

— Technologie są dostępne; teraz musimy je wdrażać szybko i na dużą skalę — powiedział Gerhard Salge, dyrektor ds. technologii w Hitachi Energy. Frederik Beelitz z Aurory ujął wymiar polityczny: celów OZE nie da się osiągnąć bez skupienia regulacyjnego na infrastrukturze, która doprowadza energię do odbiorców.

Jak wygląda morze w układzie oczkowym

GriffinLink najlepiej pokazuje kierunek. National Grid i TenneT Germany rozwijają połączenie wielofunkcyjne między Wielką Brytanią a Niemcami, które połączyłoby morskie farmy wiatrowe obu krajów z obydwoma rynkami — pierwszy tego rodzaju projekt w Europie.

Rozróżnienie ma znaczenie. Klasyczne połączenie międzysystemowe łączy dwie sieci. Połączenie wielofunkcyjne łączy dwie sieci i leżące między nimi farmy, więc jeden zestaw kabli wykonuje pracę, która inaczej wymagałaby osobnych przyłączy promieniowych i osobnego interkonektora. Mniej kabli, mniej stali, mniej dna morskiego, niższy koszt i mniejsza uciążliwość dla społeczności nadmorskich.

— Zamiast odizolowanych pojedynczych projektów będziemy w przyszłości widzieć coraz więcej hybrydowych połączeń transgranicznych, a do tego potrzebujemy jasnych ram politycznych — powiedział Tim Meyerjürgens, prezes TenneT Germany. Ben Wilson z National Grid Ventures wskazał to samo z drugiej strony: ramy trzeba opracować i wdrożyć w odpowiednim tempie. Obie spółki wnoszą skalę — National Grid ma portfel połączeń o mocy 7,8 GW, TenneT Germany 23 GW.

Bałtyk ma tę samą geografię i tę samą logikę. Nie ma jeszcze tej samej maszynerii regulacyjnej do dzielenia kosztów i przychodów między dwa państwa i farmę, która nie należy do żadnego z nich.

Warstwa bezpieczeństwa

Jest też część, która nie jest problemem inżynierskim. Komisja Europejska przeznaczyła 347 mln euro w ramach instrumentu „Łącząc Europę” na strategiczne projekty kabli podmorskich, obok zestawu narzędzi bezpieczeństwa kablowego obejmującego sześć środków strategicznych i cztery techniczne oraz listy 13 obszarów Cable Projects of European Interest realizowanych w trzech pięcioletnich etapach do 2040 roku.

Jeden szczegół zasługuje na uwagę. Nabór o wartości 20 mln euro finansuje modułowe zestawy naprawcze, stacjonujące w portach i stoczniach, do szybkiego przywracania działania kabli — a pilotaż skupiono właśnie na Morzu Bałtyckim, ze względu na wzrost liczby zakłóceń sugerujący, że kable mogą być celem działań wrogich. Wnioski mogą składać wyłącznie podmioty publiczne z mandatem reagowania kryzysowego: służby ochrony ludności, krajowe agencje ratownicze, straże przybrzeżne i marynarki wojenne.

To istotna zmiana. Naprawa kabli była dotąd usługą komercyjną zamawianą przez właścicieli infrastruktury. Potraktowanie jej jako zdolności ochrony ludności — rozmieszczonej z wyprzedzeniem i utrzymywanej przez państwo — odzwierciedla ocenę, że bałtycka infrastruktura podmorska mierzy się z modelem zagrożeń bliższym obronności niż utrzymaniu ruchu. W 2026 roku mają nastąpić kolejne nabory: 60 mln euro na moduły naprawcze i 20 mln euro na inteligentne systemy pomiarowe w kablach, a na projekty CPEI przewidziano 267 mln euro w latach 2026–2027.

Wodór jako druga sieć

Finlandia buduje drugi kręgosłup regionu. Mapa drogowa Fińskiego Klastra Wodorowego zakłada uczynienie z kraju najbardziej konkurencyjnej gospodarki wodorowej w Europie do 2035 roku, przy rządowym celu produkcji i wykorzystania 10 proc. czystego wodoru UE do 2030 roku.

Pierwszym konkretnym krokiem jest Lead Market Task Force dla zrównoważonego paliwa lotniczego, z celem 60 tys. ton eSAF rocznie do 2030 roku — około jednej dziesiątej całego unijnego mandatu — i 250 tys. ton do 2035 roku. Wybór paliwa lotniczego jako rynku wejścia jest świadomy: stoi za nim mandat regulacyjny, który rozwiązuje problem popytu blokujący wodór gdzie indziej.

— Każda tona wodoru i e-paliwa wyprodukowana w Finlandii zmniejsza naszą zależność od importu energii — argumentuje mapa drogowa, wiążąc program wprost z bezpieczeństwem dostaw. Sari Multala, minister klimatu i środowiska, przedstawiła czysty wodór jako drogę do samowystarczalności energetycznej i paliwowej. Herkko Plit, przewodniczący rady klastra, mówił ostrzej o ryzyku powolnego działania: — Ta mapa drogowa to nasz wspólny podręcznik, który ma zapewnić, że Finlandia nie będzie obserwatorem, gdy przemysłowa mapa Europy jest kreślona na nowo.

Klaster wprost zaznacza, że nie da się tego zrobić w skali krajowej, i wzywa do współpracy z partnerami w regionie Morza Bałtyckiego i UE. Sieci wodorowe, podobnie jak elektroenergetyczne, są warte więcej, gdy przekraczają granice.

Wspólny wątek

Inwestycje sieciowe, połączenia oczkowe, bezpieczeństwo kabli i korytarze wodorowe wyglądają jak cztery odrębne dossier. To jedno pytanie zadane cztery razy: czy Bałtyk zdoła zbudować tkankę łączną tak szybko, jak buduje wytwarzanie?

Uczciwa odpowiedź brzmi dziś: nie. Wytwarzanie kontraktuje się na lata naprzód w aukcjach i kontraktach różnicowych. Sieci planuje się w cyklach regulacyjnych opóźnionych wobec tych aukcji, a luka kosztowa rośnie wraz z horyzontem. Tymczasem pojawia się warstwa inteligentna, zdolna wycisnąć więcej z istniejących aktywów — belgijski operator Elia ograniczył błąd prognozy niezbilansowania systemu o 41 proc. dzięki sztucznej inteligencji — ale lepsza prognoza nie dokłada kabla.

W ciągu najbliższych dwóch lat warto patrzeć nie na kolejny gigawat bałtyckiej mocy. Warto patrzeć, czy połączenie wielofunkcyjne osiągnie na tym morzu zamknięcie finansowe, czy moduły naprawcze faktycznie staną w portach z obsadą, i czy fiński popyt na wodór pojawi się zgodnie z harmonogramem. Te trzy odpowiedzi przesądzą, ile warta jest sama generacja.