Przez większość ostatniej dekady najtrudniejszą częścią projektu wiatrowego było zdobycie pozwoleń i finansowania. To się zmieniło. W całej Europie ograniczenie przesunęło się w dół łańcucha: na przewody, stacje elektroenergetyczne i kolejkę, do której trafia się, gdy turbiny są już gotowe. Dla regionu Morza Bałtyckiego, który uruchamia pierwsze duże moce offshore i jednocześnie próbuje zszyć transgraniczną sieć, kwestia kolejności działań jest dziś sprawą kluczową.

Skala luki

Aurora Energy Research podała liczby w swojej metaanalizie europejskich sieci elektroenergetycznych i są one niewygodne. Zarządzanie ograniczeniami przesyłowymi kosztowało w Europie 8,9 miliarda euro w 2024 roku, czyli około 13 procent rocznych nakładów na sieć. Z powodu wąskich gardeł ograniczono wytwarzanie 72 TWh, głównie ze źródeł odnawialnych, mniej więcej tyle, ile Austria zużywa w rok. Według modelowania Aurory dla Wielkiej Brytanii, Hiszpanii i Włoch wielkość redukcji podwoi się do 27 TWh do 2030 roku.

Kolejki mówią to samo. Ponad 800 GW mocy słonecznych i wiatrowych oraz 550 GW projektów bateryjnych czeka na przyłączenie w samej Wielkiej Brytanii, Francji, Włoszech, Hiszpanii i Holandii, znacznie ponad to, co te systemy są w stanie przyjąć. Wnioski dużych odbiorców przemysłowych w tych krajach już przekraczają szczytowe zapotrzebowanie z 2024 roku. Ocena Aurory jest bezwzględna: większość europejskich procedur kolejkowych przestała spełniać swoją funkcję.

Pieniądze płyną, ale za wolno. Nakłady na sieć wzrosły w pięć lat o 47 procent, do około 70 miliardów euro rocznie, wciąż o 15 do 44 procent poniżej tego, czego wymaga neutralność klimatyczna. Im dalej w przyszłość, tym gorzej: do 2040 roku zobowiązania operatorów dystrybucyjnych są niższe od potrzeb o ponad 66 procent, a operatorów przesyłowych o 29 procent. Dojście do 2050 roku oznacza wybudowanie 576 000 km linii przesyłowych, 7,8 miliona km linii dystrybucyjnych i ponad pięciu milionów transformatorów. Europa musi odbudować swoją sieć w ciągu jednego pokolenia zawodowego.

Polski kontrprzykład: najpierw przewody

Na tym tle Polska zrobiła coś, co warto przeanalizować. Polskie Sieci Elektroenergetyczne potwierdziły gotowość techniczną infrastruktury przesyłowej dla offshore, zanim pierwsze bałtyckie farmy jej potrzebowały. Nowa stacja Choczewo, rozbudowana stacja Żarnowiec i łącząca je linia 400 kV przeszły próby napięciowe, a wiceprezes PSE Włodzimierz Mucha potwierdził gotowość tego ciągu do przesyłu energii z Bałtyku do odbiorców w głębi kraju.

Nie stało się to szybko. PSE zaczęły prace na Pomorzu w 2019 roku, budując dwie stacje i ponad 250 kilometrów linii najwyższych napięć oraz modernizując istniejącą infrastrukturę. Wniosek jest mało efektowny i kosztowny: program przesyłowy rozpoczęty sześć czy siedem lat przed pierwszą energią to jedyne, co powstrzymuje krajową sieć przed staniem się hamulcem dla farm. Kraje, które uruchamiają ten zegar dopiero teraz, są już spóźnione wobec własnych harmonogramów aukcyjnych.

Hybrydy: bałtycka odpowiedź

Ciekawsza odpowiedź strukturalna to połączenie hybrydowe, czyli wielofunkcyjny interkonektor: jeden element infrastruktury, który zarazem przyłącza morskie farmy i handluje energią między dwoma rynkami. National Grid i TenneT Germany rozwijają GriffinLink między Wielką Brytanią a Niemcami, opisywany przez nich jako pierwszy tego rodzaju projekt w Europie. Prezes TenneT Germany Tim Meyerjürgens ujął to tak, że chodzi o przyłączanie farm morskich w sposób pozwalający powstać zmeshowanemu systemowi europejskiemu, a nie zbiorowi odizolowanych połączeń promieniowych.

Bałtyk ma swoją wersję. Litwa, Łotwa i Niemcy podpisały w Paryżu wspólną deklarację intencji w sprawie transgranicznych mocy odnawialnych, a operatorzy przesyłowi Litgrid, Augstsprieguma tīkls i 50Hertz zgodzili się ocenić wykonalność połączenia Baltic-German PowerLink. Litewski minister energetyki Žygimantas Vaičiūnas argumentował, że połączenie hybrydowe zwiększyłoby możliwości eksportowe Litwy i Łotwy oraz uczyniło opłacalnym większy rozwój OZE. Trzy kraje zobowiązały się finansować analizy kosztów i korzyści, modele finansowania oraz studia techniczne, a kolejnymi celami są status projektu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania i środki unijne. Operatorzy zgłosili już tę koncepcję, wówczas pod nazwą Baltic Hub, do dziesięcioletniego planu rozwoju sieci ENTSO-E na 2026 rok, a drzwi pozostają otwarte dla kolejnych państw bałtyckich.

Decyzje o dalszych krokach PowerLink mają zapaść do końca trzeciego kwartału 2026 roku, co czyni je najbliższą rzeczą do obserwowania. Interkonektor hybrydowy rozwiązuje dwa problemy naraz dla wschodniego Bałtyku: daje litewskim i łotewskim ambicjom offshore drogę do głębokiego rynku oraz zapewnia regionowi drugą oś połączeń, która nie przechodzi przez jeden punkt krytyczny.

Koszt, którego nikt nie zaplanował: czytelność sieci

Jest komplikacja, o której planiści sieci dekadę temu nie musieli myśleć. Niemiecki BDEW, po incydencie wymierzonym w infrastrukturę kablową w Berlinie, twierdzi, że europejskie zasady przejrzystości działają dziś przeciwko bezpieczeństwu. Jego szefowa Kerstin Andreae wskazała sprzeczność wprost: NIS2 i niemiecka ustawa ramowa KRITIS nakładają surowe obowiązki ochrony fizycznej i cyfrowej, podczas gdy przepisy o otwartych danych i dostępie do informacji publicznej zmuszają operatorów do publikowania precyzyjnych map, lokalizacji i danych technicznych.

Dla wiatru nie jest to abstrakcja. Publikowane są miejsca wyprowadzenia kabli na ląd, czyli punkty, w których morskie kable eksportowe łączą się z siecią lądową. Publikowane są współrzędne i moce stacji transformatorowych. Publikowane są trasy bałtyckich interkonektorów. BDEW chce, by szczegółowe dane techniczne trafiały wyłącznie do zweryfikowanych podmiotów z uzasadnionym interesem, a reszta była udostępniana zbiorczo. Niezależnie od rozstrzygnięcia tego sporu dochodzi pozycja kosztowa i ograniczenie projektowe do każdego przedsięwzięcia sieciowego w regionie, w tym do opisanych wyżej interkonektorów.

Na co patrzeć

Trzy rzeczy, od najbliższej. Po pierwsze decyzja w sprawie PowerLink na koniec trzeciego kwartału, która pokaże, czy bałtycka koncepcja hybrydowa zamieni się w finansowany projekt, czy pozostanie studium. Po drugie, czy reforma kolejek przyłączeniowych nadejdzie zanim same kolejki staną się ograniczeniem dla bałtyckich aukcji, bo ocena Aurory dotyczy również rynków, które kryzysu jeszcze nie odczuły. Po trzecie, czy spór o bezpieczeństwo kontra przejrzystość wyprodukuje jedną działającą regułę europejską zamiast ośmiu krajowych, bo zmeshowana sieć morska z ośmioma reżimami danych to sieć wolniejsza w budowie. Nic z tego nie jest tak fotogeniczne jak stawiana turbina. Wszystko to decyduje dziś, kiedy turbina zacznie zarabiać.