Dania racjonuje przyłączenia dla 60 GW

W północnej Europie wąskim gardłem transformacji energetycznej coraz rzadziej jest sama produkcja czystej energii. Coraz częściej problemem okazuje się jej fizyczne dostarczenie tam, gdzie ma zostać zużyta. Dania w marcu zamroziła nowe duże przyłączenia do sieci. Holandia buduje formalne kolejki z zasadami pierwszeństwa dla funkcji społecznie ważnych. W Niemczech dziesiątki tysięcy projektów czekają na podłączenie. Linie, transformatory i stacje elektroenergetyczne powstawały dla innej gospodarki. Teraz spór dotyczy tego, kto pierwszy dostanie do nich dostęp.

Dania przestaje podpisywać umowy

W marcu 2026 r. Energinet, duński operator systemu przesyłowego, czyli spółka zarządzająca siecią wysokich napięć, wstrzymał zawieranie nowych dużych umów przyłączeniowych. Gdy formalna pauza zakończyła się 3 czerwca, Energinet ogłosił, że nie wróci do poprzedniego systemu i nie będzie podpisywał nowych umów przed jesienią (Ritzau/Energinet). Wnioski o nowe przyłączenia odbiorców energii sięgnęły niemal 60 GW, czyli około ośmiokrotności obecnego szczytowego zapotrzebowania Danii. Za tym wzrostem stoją centra danych, magazyny energii, instalacje wodorowe i elektryfikacja przemysłu (Produktion.dk, Dansk Fjernvarme).

Odpowiedzią Energinetu ma być model racjonowania. Zamiast zasady „kto pierwszy, ten lepszy” projekty będą oceniane partiami, według dojrzałości, stopnia zaawansowania i „przyjazności dla sieci”, czyli tego, czy dana inwestycja pomaga lokalnemu systemowi, czy go dodatkowo obciąża (Energinet). Duński regulator energetyczny, Forsyningstilsynet, wszczął formalne postępowanie sprawdzające, czy Energinet może wprowadzić takie reguły bez wcześniejszej zgody na gruncie ustawy o dostawach energii elektrycznej (Forsyningstilsynet). Organizacje branżowe ostrzegają, że bardzo duże projekty mogą czekać na przyłączenie od pięciu do dziesięciu lat (Tekniq).

Skala problemu nie ogranicza się do efektownych megaprojektów. W lutowym badaniu mniej więcej co czwarta duńska spółka ciepłownictwa systemowego zgłaszała opóźnienia przyłączeniowe albo oferty z ograniczoną mocą (Produktion.dk).

Kolejka ciągnie się przez kontynent

Dania jest przypadkiem ostrym, ale nie odosobnionym. Komisja Europejska szacuje, że do 2030 r. sieci elektroenergetyczne będą potrzebowały około 584 mld EUR inwestycji, a mniej więcej 40% unijnych sieci dystrybucyjnych ma ponad 40 lat (European Commission). Międzynarodowa Agencja Energetyczna ostrzega, że rozbudowa sieci i procedury pozwoleniowe nie nadążają za przyrostem odnawialnych źródeł energii (IEA). Według CAN Europe w europejskich kolejkach przyłączeniowych utknęło ponad 500 GW mocy wiatrowych (CAN Europe).

W Holandii przeciążenia sieci wyszły już poza wielki przemysł i dotknęły zwykłe budownictwo. Od 1 lipca 2026 r. mali odbiorcy, w tym inwestycje mieszkaniowe i MŚP na obszarach przeciążonych, również trafią na formalne listy oczekujących (Klimaatkrachtig Goeree-Overflakkee).

W Niemczech na przyłączenie ma czekać około 40 000 projektów, a powiązane z nimi inwestycje szacuje się na około 45 mld EUR. W jednym z przypadków w Nadrenii Północnej-Westfalii park przemysłowy usłyszał, że podłączenie może przeciągnąć się do lat 30. (Focus).

Mechanizm jest fizyczny, nie księgowy. Popyt na energię, który wcześniej obsługiwały łańcuchy dostaw ropy, gazu i paliw, przenosi się do sieci elektroenergetycznych. Samochody elektryczne, pompy ciepła, instalacje wodorowe i centra danych potrzebują mocy w konkretnych miejscach i o konkretnych godzinach. Państwo może mieć wystarczającą produkcję energii w skali kraju, a jednocześnie nie być w stanie podłączyć nowej fabryki, bo lokalny transformator albo stacja są już zajęte.

Kto dostaje prąd pierwszy

Racjonowanie tworzy wygranych i przegranych. Duński model premiuje wnioskodawców z wiarygodnymi pozwoleniami, finansowaniem i elastycznym profilem pracy. Projekty spekulacyjne tracą miejsce w kolejce. Holandia nazywa selekcję wprost: pierwszeństwo mają inwestycje zmniejszające przeciążenia oraz funkcje kluczowe, takie jak ochrona zdrowia, gospodarka wodna i transport publiczny. Budownictwo mieszkaniowe, infrastruktura ładowania i zwykła ekspansja firm mogą zostać przesunięte dalej (EVConsult). Analiza przygotowana dla Utrechtu wskazała, że pełne wstrzymanie przyłączeń mogłoby kosztować lokalne firmy, szkoły i operatorów transportowych 75–225 mln EUR rocznie (BVS).

Między odmową przyłączenia a wieloletnią budową nowych linii istnieją narzędzia pośrednie. Technologie zwiększające wykorzystanie sieci, czyli oprogramowanie przeliczające w czasie rzeczywistym, ile mocy może bezpiecznie przenieść linia przy danej pogodzie, mogą podnieść użyteczną przepustowość o 20–40% bez stawiania nowych przewodów (CATF). Niemcy już pozwalają operatorom sieci czasowo ograniczać sterowalne odbiory powyżej 4,2 kW, takie jak pompy ciepła i ładowarki samochodowe, w momentach przeciążenia, zamiast odmawiać im przyłączenia (EnBW). Nowy unijny pakiet sieciowy ma przyspieszyć pozwolenia, poprawić filtrowanie kolejek, upowszechnić elastyczne przyłączenia i rozłożyć koszty projektów transgranicznych (Eurelectric).

Sednem sporu jest alokacja. Mapy pokazujące deweloperom, gdzie sieć jest pełna, jednocześnie mówią inwestorom, które regiony wyglądają na zdolne do rozwoju. Gdy transformator nie ma wolnej mocy, rząd i operator muszą wybierać między centrum danych, osiedlem mieszkaniowym, magazynem energii i konwersją ciepłowni. Europa przez dekadę spierała się o tempo zielonej transformacji. Teraz coraz częściej musi rozstrzygać, kto rusza pierwszy.