W 2026 roku po raz pierwszy w historii produkcja energii z OZE (wiatr i słońce) przewyższyła w UE wytwarzanie z paliw kopalnych – 30 proc. wobec 29 proc. Nowa mapa energetyczna Europy nie jest jednak rysowana przez jeden ośrodek decyzyjny, lecz przez pięć sił: Brukselę, Berlin, Paryż, kraje nordyckie i globalnych gigantów technologicznych. Region Morza Bałtyckiego staje się nowym centrum ciężkości, Niemcy płacą najwyższe rachunki, a każda zwłoka w transformacji kosztować będzie Europę dodatkowe 1,6 biliona euro do 2050 roku.
- Region Morza Bałtyckiego zyskuje jako nowe centrum europejskiej energetyki. Polska, kraje bałtyckie i Skandynawia inwestują w morskie farmy wiatrowe (Polska celuje w 11 GW do 2040 r.) oraz infrastrukturę LNG. Kraje nordyckie oferują przemysłowi stabilne, niskie ceny energii, co przyciąga centra danych Google, Microsoft i Amazon.
- Niemcy są największym przegranym transformacji – ceny energii dla gospodarstw domowych należą do najwyższych w UE. Produkcja przemysłowa spada czwarty rok z rzędu, a zamówienia w przemyśle załamały się w styczniu 2026 roku o 11,1 proc. Rząd przeznaczy 29,5 mld euro na subsydia dla firm energochłonnych, ale eksperci ostrzegają, że nie rozwiąże to problemów strukturalnych.
- Każde opóźnienie w transformacji kosztuje Europę dodatkowe 1,6 biliona euro do 2050 roku.Według analiz WindEurope i Hitachi Energy, główne bariery to przeciążone sieci (ponad 1 TW mocy OZE czeka na przyłączenie), długie procedury pozwoleń (5-9 lat na farmę wiatrową) oraz brak magazynów energii.
Europa przechodzi największą transformację swojego sektora energetycznego od czasu powstania Wspólnoty Węgla i Stali. W 2026 roku po raz pierwszy w historii produkcja energii ze źródeł odnawialnych (wiatr i słońce) przewyższyła w Unii Europejskiej wytwarzanie z paliw kopalnych, osiągając 30 proc. miksu wobec 29 proc. dla gazu i węgla. Ten symboliczny przełom nie oznacza jednak końca ery paliw kopalnych, lecz początek nowej, bardziej złożonej gry o wpływy, pieniądze i suwerenność. Nowa mapa energetyczna Europy nie jest bowiem rysowana przez jeden ośrodek decyzyjny, lecz przez co najmniej pięć sił, które często ciągną w przeciwnych kierunkach: Brukselę (regulacje i cele klimatyczne), stolicę Niemiec (polityka przemysłowa i energetyczna), Paryż (renesans atomu), Kopenhagę i Sztokholm (wiatr na Bałtyku i Północy) oraz globalnych gigantów technologicznych, którzy lokują w Europie energochłonne centra danych.
Kto na tej nowej mapie wygrywa, a kto ponosi koszty transformacji? Odpowiedź nie jest prosta, ponieważ w grze nie chodzi tylko o technologie, ale o zdolność do adaptacji, dostęp do kapitału i kontrolę nad strategicznymi łańcuchami dostaw. W tym układzie wyraźnie rysują się trzy grupy graczy: zwycięzcy, którzy zyskują wpływy i pieniądze; przegrani, którzy tracą znaczenie lub są zmuszeni do płacenia rachunku za cudzą transformację; oraz ci, którzy balansują na krawędzi, próbując nie wypaść z gry. Nowa mapa nie jest jeszcze gotowa – jest w trakcie rysowania. A to, kto ostatecznie na niej wygra, zależy nie tylko od technologii, ale od tego, czy Europie uda się zamienić swoją słabość (fragmentację, narodowe interesy, zależność od importu) w siłę – czyli w zintegrowany, odporny i tani system energetyczny.
Region Morza Bałtyckiego. Nowe centrum ciężkości europejskiej energetyki
Region Morza Bałtyckiego stał się jednym z głównych beneficjentów transformacji. To tutaj powstają pierwsze komercyjne farmy wiatrowe na morzu, które mają dostarczyć energię dla milionów gospodarstw domowych. Orlen, realizując we współpracy z kanadyjskim Northland Power projekt Baltic Power, wprowadzi w 2026 roku pierwszy prąd z polskiej części Bałtyku. To jednak dopiero początek. W przygotowaniu są kolejne projekty, w tym Baltica 2 i Baltica 3 realizowane przez PGE i duńskiego Ørsted, które mają dostarczyć łącznie 2,5 GW mocy. Łącznie polskie projekty offshore mają osiągnąć docelowo około 11 GW mocy do 2040 roku, co uczyni Polskę jednym z liderów morskiej energetyki wiatrowej w Europie.
Prezes Orlenu Ireneusz Fąfara wskazuje, że Bałtyk staje się nowym centrum zainteresowania dla energetyki, a państwa regionu chcą reagować szybciej, bardziej efektywnie i wspólnie, by chronić energetyczną infrastrukturę krytyczną. Wymaga to nie tylko współpracy między krajami, ale także inwestycji w zabezpieczenie podmorskich kabli i stacji elektroenergetycznych przed potencjalnymi atakami – zarówno fizycznymi, jak i cybernetycznymi. W odpowiedzi na rosnące zagrożenia, państwa bałtyckie, Polska, Niemcy, Szwecja, Dania i Finlandia rozpoczęły wspólne patrole morskie i wymianę informacji wywiadowczych dotyczących infrastruktury krytycznej na dnie Bałtyku.
Nie chodzi jednak tylko o energię elektryczną. Bałtyk pozostaje także bramą dla globalnych dostaw gazu skroplonego (LNG). Orlen sprowadza gaz z całego świata – od USA po Katar – wykorzystując terminale w Świnoujściu i planując kolejne w Gdańsku. Terminal w Świnoujściu, po rozbudowie o trzeci zbiornik i nowe nabrzeże, osiągnął moc regazyfikacyjną 8,3 miliarda metrów sześciennych rocznie, co pokrywa znaczną część krajowego zapotrzebowania na gaz. W planach jest drugi terminal w Gdańsku, który ma zwiększyć elastyczność i bezpieczeństwo dostaw.
Litwa, Łotwa i Estonia również inwestują w infrastrukturę LNG. Terminal w Kłajpedzie na Litwie działa od 2014 roku, a Estonia planuje rozwój własnych zdolności przeładunkowych. W ten sposób Polska, kraje bałtyckie i Skandynawia zyskują nie tylko nowe źródła energii, ale także nową pozycję geopolityczną – jako huby energetyczne, które zastępują dawną dominację rosyjskich rurociągów. Dla Finlandii i Szwecji Bałtyk jest nie tylko źródłem energii, ale także obszarem integracji z europejskim rynkiem energii poprzez połączenia kablowe i gazowe z Polską i Niemcami. Nordic Power System, obejmujący Szwecję, Finlandię, Norwegię i Danię, jest jednym z najbardziej zintegrowanych rynków energii na świecie, a połączenie z Polską poprzez kabel NordLink i Baltic Cable umożliwia przepływ energii między Skandynawią a Europą Środkową.
Południowo-wschodnia flanka jako nowe wrota dla LNG
Z drugiego końca kontynentu, z południowo-wschodniej Europy, wyłania się drugi wielki zwycięzca: Grecja, a w szczególności region Tracji i port w Aleksandropolis. Przez dekady był to zapomniany kraniec Europy, dziś staje się kluczowym węzłem dywersyfikacji dostaw gazu. W Aleksandropolis działa pływający terminal regazyfikacyjny FSRU (Floating Storage and Regasification Unit), który od 2024 roku przyjmuje dostawy LNG głównie z USA. Plany przewidują budowę drugiego terminalu, o nazwie FSRU Thrace, który ma kosztować blisko 600 mln euro i zwiększyć moce przeładunkowe regionu o kolejne 5,5 miliarda metrów sześciennych rocznie. Oba terminale docelowo mają umożliwić odbiór około 10-12 miliardów metrów sześciennych LNG rocznie, co stanowi znaczący wolumen w skali całej Europy Środkowo-Wschodniej.
Sercem tej strategii jest tzw. Korytarz Pionowy (Vertical Corridor) – sieć gazociągów łącząca greckie terminale LNG z systemami przesyłowymi Bułgarii, Rumunii, a docelowo także Ukrainy, Mołdowy, Węgier i Słowacji. Projekt ten, koordynowany przez operatorów systemów przesyłowych z Grecji (DESFA), Bułgarii (Bulgartransgaz), Rumunii (Transgaz) i Węgier (FGSZ), zakłada modernizację i rozbudowę istniejącej infrastruktury o długości około 1400 kilometrów. Dzięki niemu amerykański LNG może trafiać w głąb Europy Środkowo-Wschodniej, omijając tradycyjne szlaki biegnące przez Niemcy. Węgry, które obecnie są silnie uzależnione od dostaw gazu przez Ukrainę, zyskują alternatywny kierunek – przez Rumunię i Bułgarię.
O znaczeniu tego projektu świadczy fakt, że amerykańskie instytucje finansowe, takie jak EXIM Bank (Export-Import Bank of the United States) oraz DFC (US International Development Finance Corporation), są gotowe wspierać jego rozbudowę, widząc w tym szansę na zwiększenie eksportu amerykańskiego gazu do Europy. W styczniu 2026 roku EXIM Bank zatwierdził wstępne finansowanie w wysokości 1,2 mld dolarów na rozbudowę terminalu w Aleksandropolis i powiązanej infrastruktury.
Bułgaria, która jeszcze kilka lat temu była całkowicie uzależniona od rosyjskiego gazu i musiała negocjować ceny pod presją Kremla, dziś ma dostęp do terminalu w Aleksandropolis poprzez gazociąg interkonektorowy Grecja-Bułgaria (IGB), co pozwoliło jej na dywersyfikację dostaw i obniżenie cen. Rumunia, będąca jednym z największych producentów gazu w Europie, również zyskuje na Korytarzu Pionowym, ponieważ może eksportować własny gaz przez greckie terminale na rynki południowej Europy. W perspektywie 2030 roku Korytarz Pionowy ma umożliwić przesył około 15-20 miliardów metrów sześciennych gazu rocznie, co czyni go jednym z najważniejszych projektów infrastrukturalnych w tej części Europy.
Skandynawia – stabilność cen, przewaga komparatywna i inwestycje w AI
Szwecja, Finlandia, Dania i Norwegia pozostają w grupie zwycięzców transformacji nie tylko dzięki wiatrowi, ale przede wszystkim dzięki stabilności swojego systemu energetycznego. Kraje nordyckie oferują przemysłowi energochłonnemu przewidywalne, niskie ceny energii, oparte na hydroenergetyce (Norwegia i Szwecja), energetyce jądrowej (Szwecja i Finlandia) oraz wietrze (Dania). W świecie, w którym rachunki za prąd w Niemczech czy Polsce potrafią skakać o setki procent w ciągu kilku miesięcy, nordycka przewidywalność staje się walutą samą w sobie. To przyciąga inwestycje, które wymagają długoterminowej pewności – od centrów danych (Google, Microsoft, Facebook) po fabryki baterii (Northvolt w Szwecji, Freyr w Norwegii) i produkcję zielonego wodoru.
Norwegia, choć nie jest członkiem Unii Europejskiej, jest ściśle zintegrowana z europejskim rynkiem energii poprzez połączenia kablowe do Danii, Niemiec, Wielkiej Brytanii i Holandii. Jej hydroelektrownie stanowią naturalny magazyn energii dla całej Europy Północnej – w okresach nadwyżek energii z wiatru w Danii czy Niemczech, Norwegia importuje energię, pompując wodę do górnych zbiorników, a w okresach niedoboru oddaje ją z powrotem. Ta funkcja buforowa czyni Norwegię kluczowym graczem w stabilizacji cen w całym regionie Morza Bałtyckiego i Północnego.
Szwecja, która po awarii reaktora Ringhals w 2025 roku tymczasowo zwiększyła import z Niemiec, szybko przywróciła stabilność dzięki swojemu zdywersyfikowanemu miksowi – około 30 proc. energii pochodzi z energetyki jądrowej, 40 proc. z hydroenergetyki, a reszta z wiatru i biomasy. Szwecja nie tylko nie odchodzi od atomu, ale planuje budowę nowych reaktorów – rząd szwedzki ogłosił w 2025 roku program budowy dwóch nowych reaktorów do 2035 roku, co ma zapewnić stabilne dostawy energii dla przemysłu. Finlandia, która uruchomiła reaktor Olkiluoto 3 w 2023 roku – największy reaktor jądrowy w Europie o mocy 1600 MW – stała się samowystarczalna energetycznie i od 2025 roku eksportuje energię do Estonii i Szwecji. Duńska energetyka wiatrowa, z największymi na świecie turbinami o mocy 15 MW każda, dostarcza energię nie tylko dla Danii, ale także do Niemiec i Holandii.
Wszystkie te kraje łączy jedno: mają stabilne, przewidywalne ceny energii, które nie podlegają gwałtownym wahaniom związanym z pogodą czy geopolityką. Dla inwestorów, którzy muszą planować wydatki na dekadę do przodu, to kluczowa przewaga konkurencyjna. Centra danych AI, które zużywają ogromne ilości energii w sposób ciągły, nie mogą sobie pozwolić na przestoje spowodowane wahaniami cen lub przerwami w dostawie. Dlatego Google, Microsoft i Amazon otworzyły w Skandynawii swoje największe w Europie centra obliczeniowe – w Szwecji (Google), Finlandii (Microsoft i Google) oraz Danii (Apple i Facebook). W 2025 roku norweski rząd ogłosił program zachęt dla centrów danych, oferując niższe stawki podatku od energii dla firm, które zlokalizują swoje serwerownie w kraju.
Francja i Polska – sojusz atomowy, ale różne ścieżki
Francja jest bezdyskusyjnym zwycięzcą transformacji w jednym, kluczowym obszarze: niskoemisyjnej, stabilnej i relatywnie taniej energii. Dzięki rozwojowi floty reaktorów jądrowych po kryzysie naftowym w latach 70. Francja uniezależniła się od importu paliw kopalnych i do dziś produkuje około 70 proc. swojej energii z atomu. Podczas kryzysu energetycznego 2022-2023, gdy ceny gazu w Niemczech eksplodowały, Francja eksportowała energię do sąsiadów, zarabiając miliardy euro. W 2025 roku francuski rząd ogłosił program budowy co najmniej sześciu nowych reaktorów EPR2 (European Pressurized Reactor 2) do 2040 roku, z opcją na kolejne osiem. To największy program atomowy w Europie od dekad, wart setki miliardów euro.
Francja konsekwentnie lobbuje w Brukseli za uznaniem atomu za technologię zrównoważoną i włączeniem go do unijnej taksonomii. Sukces w tej sprawie – atom został uznany za „przejściowe źródło energii” w 2022 roku – był wielkim sukcesem paryskiej dyplomacji. Francja przewodzi także koalicji krajów proatomowych (w tym Polsce, Czechom, Słowacji, Węgrom, Bułgarii i Finlandii), która blokuje próby wykluczenia atomu z finansowania unijnego.
Polska, choć stawia na atom, ma przed sobą znacznie dłuższą drogę. Pierwszy reaktor w Lubiatowie-Kopalino ma ruszyć dopiero w 2036 roku, a pełna flota trzech bloków AP1000 o łącznej mocy 3750 MW ma być gotowa w latach 40. W międzyczasie Polska musi radzić sobie z transformacją w oparciu o węgiel, gaz i OZE. To sprawia, że polska energetyka jest bardziej narażona na wahania cen surowców i uprawnień do emisji niż francuska. Mimo to, sojusz z Francją w sprawie atomu jest dla Polski korzystny – wspólne lobbowanie w Brukseli zwiększa szanse na uznanie atomu za technologię zieloną i dostęp do unijnego finansowania.
Polska ma jednak jeden obszar, w którym wyprzedza Francję – morską energetykę wiatrową. Podczas gdy Francja dopiero zaczyna rozwijać projekty offshore (pierwsza farma w Saint-Nazaire o mocy 480 MW ruszyła w 2022 roku, a kolejne są w planach), Polska ma już konkretne projekty w realizacji i ambitne cele na kolejne lata. Do 2040 roku Polska chce mieć 11 GW mocy z offshore, co uczyni ją jednym z liderów w Europie.
Europejski pacjent w potrzebie, ale z potężnym budżetem
Niemcy są największym przegranym transformacji w kategoriach przemysłowych. Kraj, który przez lata był silnikiem europejskiej gospodarki, dziś boryka się z najwyższymi cenami energii dla gospodarstw domowych w Unii Europejskiej. Przemysł chemiczny, motoryzacyjny i maszynowy, który opierał się na tanim rosyjskim gazie, dziś płaci wielokrotnie więcej. Produkcja przemysłowa spada czwarty rok z rzędu, a w styczniu 2026 roku zamówienia w przemyśle załamały się o 11,1 proc. w porównaniu do grudnia 2025 roku. Sektor motoryzacyjny zlikwidował około 50 tys. miejsc pracy od 2019 roku, a dostawcy tacy jak Continental, ZF czy Bosch ogłaszają kolejne redukcje zatrudnienia i przenoszą produkcję za granicę.
Rząd federalny próbuje ratować sytuację subsydiami – w 2026 roku przeznaczy 29,5 mld euro na obniżenie cen prądu dla firm energochłonnych. Duże firmy będą płacić za połowę swojego zużycia energii cenę docelową wynoszącą 50 euro za MWh, a różnicę między ceną rynkową a tą docelową pokryje państwo. To rozwiązanie doraźne, które nie rozwiązuje problemu strukturalnego. Prawdziwym problemem jest bowiem to, że Niemcy zamknęły elektrownie jądrowe (ostatnie trzy reaktory wyłączono w kwietniu 2023 roku) i wycofały się z rosyjskiego gazu, nie budując wystarczających mocy zastępczych. Energia z wiatru i słońca jest niezbędna, ale niestabilna – w bezwietrzne, pochmurne dni Niemcy muszą importować energię z Francji (atom), Danii (wiatr) i Polski (węgiel). W 2025 roku Niemcy stały się importerem netto energii po raz pierwszy od dekady.
Kanclerz Friedrich Merz przyznał w marcu 2026 roku, że żałuje decyzji o wycofaniu się z atomu, ale uznał ją za nieodwracalną. Rząd stawia na budowę nowych elektrowni gazowych, które mają pełnić funkcję rezerwową dla OZE. To oznacza nowe zobowiązania – i nowe koszty. Planowane jest uruchomienie 25 GW nowych mocy gazowych do 2030 roku, co wymaga inwestycji rzędu 30-40 mld euro. Część z tych elektrowni ma być docelowo zasilana zielonym wodorem, ale produkcja wodoru w Niemczech dopiero raczkuje.
Niemcy pozostają jednak największą gospodarką Europy i mają potężne zasoby finansowe. Planowane wydatki na infrastrukturę i obronność (500 mld euro z nowego funduszu) oraz subsydia dla przemysłu (29,5 mld euro rocznie) są kwotami, na które inne kraje nie mogą sobie pozwolić. Pytanie brzmi, czy te wydatki wystarczą, by zatrzymać deindustrializację, czy tylko ją spowolnią.
Obszar ryzyka i rosnących kosztów
Choć Polska i kraje bałtyckie zyskują na nowej roli Bałtyku, reszta regionu – Czechy, Słowacja, Węgry, Austria, a także Słowenia i Chorwacja – stoi przed poważnym wyzwaniem. Według szacunków Komisji Europejskiej, do 2030 roku kraje Europy Środkowo-Wschodniej będą potrzebować dodatkowych 35 miliardów metrów sześciennych gazu rocznie, by zastąpić rosyjskie dostawy i zbilansować rozwijające się OZE. To luka, która musi zostać wypełniona nową infrastrukturą – i nowymi zobowiązaniami finansowymi. Dla tych krajów transformacja oznacza nie tylko wyższe rachunki za prąd (wynikające z cen uprawnień do emisji CO₂), ale także konieczność inwestowania w gazociągi i terminale LNG, które są kosztowne i często finansowane z długu. Są to koszty, które nie pojawiają się w bilansie Brukseli, ale w budżetach narodowych i rachunkach odbiorców.
Czechy i Słowacja są szczególnie narażone. Nie mają dostępu do morza, więc są całkowicie uzależnione od dostaw gazu przez sąsiadów – głównie Niemcy (gazociąg EUGAL) i Polskę (gazociąg Stork II). Plany dywersyfikacyjne opierają się na Korytarzu Pionowym z Grecji przez Rumunię i Węgry, ale ten projekt jest wciąż w fazie rozwoju. Węgry, które podpisały długoterminowy kontrakt na dostawy gazu z Rosją (przez Turcję i Bułgarię, omijając Ukrainę), są w nieco lepszej sytuacji, ale politycznie uzależnione od Kremla. Austria, tradycyjny hub gazowy Europy Środkowej (gazociągi z Rosji, Norwegii i Włoch zbiegają się w Baumgarten), traci znaczenie wraz z odchodzeniem od rosyjskiego gazu. Austriacki OMV, który przez dekady był głównym odbiorcą rosyjskiego gazu, musiał przekierować dostawy na LNG i norweski gaz, co zwiększyło koszty.
Słowenia i Chorwacja, mające dostęp do Adriatyku, mają lepsze perspektywy. Chorwacja uruchomiła terminal LNG na wyspie Krk w 2021 roku o mocy 2,6 mld m³ rocznie, z planami rozbudowy do 3,8 mld m³. Terminal ten może obsługiwać nie tylko Chorwację, ale także Węgry, Słowację, Austrię i Czechy poprzez gazociągi łączące. To stwarza szansę dla regionu, ale wymaga inwestycji w infrastrukturę przesyłową. Słowenia, która nie ma własnych źródeł energii, jest w dużym stopniu uzależniona od importu energii z Austrii i Włoch, co czyni ją podatną na wahania cen.
Europa Południowa ma potencjał, ale i słabości
Włochy są największym beneficjentem transformacji w Europie Południowej, ale także krajem o wielu słabościach strukturalnych. Z jednej strony, Włochy mają rozbudowaną infrastrukturę LNG – terminale w Panigaglia (Liguria), La Spezia (Toskania), Porto Levante (Wenecja) oraz pływające terminale FSRU w Piombino i Ravenna. Po inwazji Rosji na Ukrainę Włochy gwałtownie zwiększyły import LNG z USA, Kataru i Algierii, zastępując rosyjski gaz (który stanowił przed wojną około 40 proc. importu). W 2025 roku premier Giorgia Meloni ogłosiła, że Włochy chcą stać się europejskim hubem gazowym dla Europy Południowej i Środkowej, łącząc terminale LNG z gazociągami do Austrii, Szwajcarii i Niemiec.
Z drugiej strony, włoska energetyka cierpi na przeciążone sieci, starzejącą się infrastrukturę i opóźnienia w rozwoju OZE. Włochy mają potencjał solarny – nasłonecznienie jest tu znacznie wyższe niż w Niemczech czy Polsce – ale rozwój fotowoltaiki hamują długie procedury administracyjne i opór lokalnych społeczności. W 2025 roku tylko 2,5 GW nowych mocy PV zostało przyłączonych do sieci, podczas gdy rząd zakładał 5 GW rocznie. Ceny energii we Włoszech należą do najwyższych w Europie (ok. 0,25-0,30 euro za kWh dla gospodarstw domowych), co uderza w konkurencyjność przemysłu i portfele obywateli.
Hiszpania i Portugalia, dzięki rozwojowi OZE – głównie wiatru i słońca – oraz dostępowi do LNG (Hiszpania ma sześć terminali LNG, najwięcej w Europie), znalazły się w relatywnie dobrej sytuacji. Hiszpania produkuje już ponad 50 proc. energii z OZE, a ceny energii są niższe niż w Niemczech czy Włoszech. Problemem jest jednak słabe połączenie Półwyspu Iberyjskiego z resztą Europy – istnieją tylko dwa połączenia elektroenergetyczne (Hiszpania-Francja) o ograniczonej przepustowości, co utrudnia eksport hiszpańskiej energii do Europy Środkowej. Rząd hiszpański od lat lobbuje za budową nowego połączenia przez Pireneje (projekt o wartości ok. 3 mld euro), ale spotyka się z oporem Francji, która obawia się o własną stabilność sieci. Portugalia, która ma jeszcze większy potencjał OZE niż Hiszpania (hydroenergetyka, wiatr, słońce), jest w podobnej sytuacji – produkuje czystą energię, ale nie może jej efektywnie eksportować.
Kraje Beneluxu, Irlandia i Austria. Rola hubów i wyzwania integracji
Holandia i Belgia, jako kraje posiadające rozbudowaną infrastrukturę gazową i terminale LNG (Rotterdam, Zeebrugge, Gate terminal), stały się kluczowymi hubami dystrybucji LNG na Europę Zachodnią. Holenderski TTF (Title Transfer Facility) pozostaje głównym benchmarkiem cen gazu w Europie, a Rotterdam jest największym portem przeładunkowym LNG na kontynencie. Belgia, dzięki terminalowi w Zeebrugge, odgrywa podobną rolę dla rynków francuskiego i brytyjskiego. Oba kraje zyskują na transformacji jako pośrednicy, ale ich przemysł energochłonny (chemia, petrochemia, hutnictwo) cierpi z powodu wysokich cen energii.
Luksemburg, jako kraj o małej skali, nie ma własnych zasobów energetycznych i jest całkowicie uzależniony od importu. Jego gospodarka opiera się na sektorze finansowym i usługach, więc jest mniej narażona na wzrost cen energii niż kraje przemysłowe, ale wyższe rachunki za prąd uderzają w gospodarstwa domowe i małe firmy.
Irlandia, która ma duży potencjał wiatrowy (szczególnie morski), zmaga się z przeciążeniem sieci i brakiem magazynów energii. Podobnie jak Austria, która nie ma dostępu do morza i jest uzależniona od dostaw gazu przez Niemcy i Włochy, Irlandia jest podatna na wahania cen i zakłócenia w dostawach. Oba kraje muszą inwestować w nowe połączenia – Irlandia z Wielką Brytanią, Austria z Włochami i Niemcami – by poprawić bezpieczeństwo dostaw.
Najwięksi przegrani?
Największym przegranym nowej mapy energetycznej Europy jest Rosja. Unijne embargo na węgiel i ropę, a także planowane całkowite wstrzymanie importu rosyjskiego LNG (do 2027-2028 roku), odcinają Kreml od głównego źródła dochodów. Przed wojną Rosja dostarczała około 40 proc. gazu i 25 proc. ropy do Europy. Dziś te wolumeny spadły do poniżej 10 proc. w przypadku gazu i około 15 proc. w przypadku ropy. Choć Rosja przekierowuje swoje dostawy do Azji (Chiny, Indie, Turcja), to wolumen i ceny są niższe niż w Europie. Gazociąg Siła Syberii 2, który miał dostarczać 50 mld m³ gazu rocznie do Chin, jest wciąż w fazie negocjacji, a Chiny nie spieszą się z podpisaniem kontraktu, wykorzystując swoją przewagę negocjacyjną.
Ukraina, której infrastruktura gazowa została zniszczona w wyniku rosyjskiej inwazji, przegrała w sensie fizycznym, ale zyskała nowych sojuszników i wsparcie finansowe na odbudowę. Ukraiński system gazociągów, który jeszcze przed wojną przesyłał rosyjski gaz do Europy, dziś stoi w dużej mierze pusty. Kijów zabiega o włączenie Ukrainy w Korytarz Pionowy, co umożliwiłoby przesył gazu z Grecji i Turcji do Europy Środkowej, omijając Rosję. To może stać się fundamentem odbudowy ukraińskiej gospodarki po wojnie.
Mołdawia, całkowicie uzależniona od dostaw gazu z Rosji (przez Ukrainę lub Turcję), znalazła się w najtrudniejszej sytuacji. Kraj ten, który nie ma własnych źródeł energii i jest jednym z najbiedniejszych w Europie, musiał radykalnie ograniczyć zużycie gazu, a ceny dla odbiorców wzrosły kilkukrotnie. Mołdawia zabiega o połączenie z rumuńskim systemem gazowym (gazociąg Jassy-Ungheni), ale skala potrzeb przewyższa możliwości małego państwa.
Kto płaci rachunek?
Według analizy WindEurope i Hitachi Energy, każde opóźnienie w realizacji celów klimatycznych będzie kosztować Europę dodatkowe 1,6 biliona euro do 2050 roku. To nie jest abstrakcyjna liczba – to realne pieniądze, które zapłacą przedsiębiorstwa (w postaci wyższych cen energii) i gospodarstwa domowe (w postaci wyższych rachunków). Opóźnienia wynikają głównie z przeciążonych sieci, długich procedur pozwoleń i braku magazynów energii, które mogłyby stabilizować system.
W całej Europie ponad 1 terawat mocy projektów OZE czeka na przyłączenie do sieci. W Niemczech, Holandii i Irlandii przeciążenie sieci jest tak duże, że nowe farmy wiatrowe nie mogą być podłączane przez lata. To powoduje, że inwestorzy przenoszą kapitał do krajów o lepszej infrastrukturze (np. do Skandynawii), co pogłębia nierówności. Według raportu Europejskiej Agencji Środowiska, przeciętny czas uzyskania pozwolenia na budowę farmy wiatrowej w Europie wynosi od 5 do 9 lat, podczas gdy w USA jest to 2-3 lata.
Europa płaci też cenę za brak własnego przemysłu czystych technologii. Ponad 95 proc. paneli fotowoltaicznych instalowanych w UE pochodzi z Chin. Oznacza to, że miliardy euro z unijnych dotacji na OZE trafiają pośrednio do chińskich firm, a nie do europejskich producentów. Próby odbudowy europejskiego przemysłu solarnego (np. przez Net-Zero Industry Act) są utrudnione przez niższe ceny chińskich produktów i brak stabilnego popytu. Europejski przemysł bateryjny również boryka się z problemami – Northvolt, szwedzki champion, miał w 2025 roku trudności z osiągnięciem rentowności z powodu konkurencji ze strony chińskich CATL i BYD.
Polska i inne kraje Europy Środkowo-Wschodniej, które nie mają własnego przemysłu OZE, są szczególnie narażone na tę zależność. Importują nie tylko panele, ale także inwertery, konstrukcje montażowe i komponenty elektryczne. Chińska dominacja w łańcuchach dostaw OZE jest dziś tak samo niebezpieczna jak niegdyś rosyjska dominacja w dostawach gazu – tyle że w ciszy, bo nikt nie mówi o „chińskim uzależnieniu” z taką samą intensywnością jak o rosyjskim.
Fot. Unsplash.