Pomysł stałoprądowego połączenia Polska-Dania o mocy 600 MW pojawił się w najnowszej wersji planu rozwoju europejskich sieci przesyłowych energii elektrycznej (TYNDP 2018) na lata 2025, 2030 i 2040 ze statusem „rozważany” i ewentualnym terminem uruchomienia w 2033 r. Wstępny koszt – wraz z odpowiednimi modyfikacjami sieci obu krajów – oszacowano na 655 mln euro, tj. ponad 2,7 mld zł.
Zobacz także: Energetyczna globalizacja z udziałem Polski
Kabel miałby połączyć duńskie Avedøre z Dunwem. W informacjach publikowanych przez ENTSO-E możemy jeszcze wyczytać, że projekt jest we wstępnej fazie rozważań i nie został jeszcze wpisany do duńskiego planu rozwoju sieci.
Na pytanie, jaki jest sens budowy takiego interkonektora pokrótce odpowiada załączone do projektu uzasadnienie. Otóż oczekuje się, że różnica pomiędzy „cenami nordyckimi”, a cenami w Europie Środkowo-Wschodniej w przyszłości będą wysokie. Co pozwoli na duże wykorzystanie połączenia do handlu. Drugim powodem ma być poprawa integracji OZE z systemem. Więcej zdolności przesyłowych na interkonektorach poprawia zdolności do zbilansowania systemu – czytamy w opisie przedsięwzięcia.
Jak nam powiedział jeden z menedżerów zajmujących się sieciami energetycznymi idealnym rozwiązaniem byłoby gdyby kabel do Danii pełnił podobną rolę jak istniejący już od ponad 20 lat interkonektor łączący Polskę ze Szwecją. Prąd nad nim płynie w obie strony, w zależności od cen i zapotrzebowania. Kabel pomaga stabilizować pracę polskiego systemu w szczytach zapotrzebowania.
We wstępnej analizie kosztów i korzyści możemy znaleźć np. redukcję emisji CO2, jaką da inwestycja. W zależności od scenariusza, jaki się będzie w UE realizował, to od prawie 350 tys. do prawie 1,2 mln ton rocznie. Wskaźnik ten prowadzi do ostrożnej konkluzji, że kabel będzie służył głównie do importu, bo za 15 lat emisyjność polskiej energetyki dalej będzie dużo wyższa niż emisyjność potencjalnych eksporterów prądu. Źródłami tej energii prawie na pewno będzie Norwegia i morskie farmy wiatrowej. To oznacza, że import wprost przekłada się na redukcję polskich emisji CO2. Można pokusić się o oszacowanie ile energii za pomocą tego kabla trafi do Polski, chociaż szacunek będzie obarczony dużym błędem.
To jednak nie koniec „wielkiego kablowania”. W tym samym TYNDP wyjaśniło się chyba ostatecznie, jak będzie wyglądała infrastruktura do synchronizacji krajów bałtyckich z systemem Europy kontynentalnej. Do planu trafił bowiem następny bałtycki kabel – Polska-Litwa, a dokładniej Żarnowiec-Darbenai. Nie ma natomiast synchronicznego połączenia, zwanego niegdyś roboczo LitPol Link 2. O takim scenariuszu mówił niedawno prezes PSE Eryk Kłossowski, jasno stwierdzając, że prawdopodobieństwo powstania kabla jest takie samo jak prawdopodobieństwo całej synchronizacji. Fakt, że kabel jest częścią całego procesu synchronizacji potwierdził nam też prezes litewskiego operatora Litgrid Daivis Virbickas, dodając, że jest to rozwiązanie przyjęte przez wszystkie strony całego przedsięwzięcia.
Zobacz także: Import prądu najwyższy od 30 lat
Można jeszcze zauważyć, że wcześniej mówiło się o kablu do Kłajpedy, ale najnowszy plan wskazuje leżące kilkadziesiąt kilometrów dalej na północ, pod granicą z Łotwą Darbenai (Dorbiany). Takie widocznie są wyniki analiz operatorów z państw bałtyckich, bo w planie jest również szereg nowych połączeń na samej Litwie (m.in. „okrążające” Obwód Kaliningradzki), w Estonii oraz interkonektor Estonia-Łotwa. Planowany jest także drugi kabel Litwa-Szwecja, podobnie jak pierwszy wiodący do Kłajpedy.
W TYNDP ujęto też jeszcze jeden „polski” interkonektor – trzecie połączenie z Niemcami Gubin-Eisenhuettenstadt wraz z przesuwnikiem fazowym. Projekt ma status „rozważany” i możliwy termin uruchomienia 2035. Jeszcze kilka lat temu mówiło się o jego uruchomieniu znacznie szybciej.
Zakładając, że kable do Danii i Niemiec powstaną, to ich oddanie do użytku zbiegłoby się mniej więcej z uzgodnioną z KE datą wygaśnięcia rynku mocy w Polsce. Elektrownie węglowe bez tego elementu finansowego wsparcia będą wówczas nierentowne. Państwo będzie musiało zachować część z nich jako niezbędną rezerwę, a interkonektory pomogłyby zapełnić lukę w podaży energii na rynku. Uruchomienie interkonektorów jeszcze przed 2035 r. skomplikowałoby i tak trudną sytuację polskich elektrowni.
Ale jeden z wysokich rangą polskich menedżerów z państwowej grupy energetycznej powiedział nam, że interkonektor z Niemcami ten może stać kartą przetargową w negocjacjach w sprawie pakietu zimowego. Jeśli chcemy żeby Komisja Europejska zgodziła się na bardziej przychylne podejście do standardu emisyjnego 550 g CO2 na KWh, to coś trzeba będzie zaoferować w zamian. Szybsza budowa połączeń transgranicznych to nie najgorszy wariant – usłyszeliśmy.
Zobacz także: Rozdzielmy aktywa polskiej energetyki
