Podpisanie międzyrządowego memorandum przybliża budowę systemu gazociągów, zwanych Baltic Pipe. Operatorzy przesyłowi z Polski i Danii, Gaz-System i Energinet liczą na duże zainteresowanie nową trasą dla gazu, które pozwoli uruchomić przesył pod koniec 2022 r. Strona duńska opublikowała sporo ciekawych szczegółów, łącznie z kalkulacjami swoich kosztów i taryf. Wyliczeń dla polskiej części wciąż nie znamy.
W studium wykonalności z 2016 r. obaj operatorzy, po przeanalizowaniu szeregu okoliczności zdecydowali się na szczegóły tzw. wpinki, z angielska zwanej „tie-in”, czyli połączenia podmorskiej rury Europipe II z systemem duńskim. Przesyłowy system z szelfu norweskiego i system duński nie są fizycznie połączone. Ostateczny wariant wybrano z sześciu analizowanych. Licząca 120 km „wpinka” pobiegnie pod Morzem Północnym do Nybro, gdzie znajduje się również wejście na brzeg duńskich gazociągów
Dalej na wschód Baltic Pipe przetnie Półwysep Jutlandzki, cieśninę Mały Bełt i wyspę Fionia (Fyn). Do przejścia pod cieśniną Wielki Bełt użyta zostanie istniejąca rura, ponieważ ma wystarczającą przepustowość. Dalej gazociąg przetnie nową trasą Zelandię, na której wschodnim brzegu stanie jeden z najważniejszych elementów projektu – tłocznia z kompresorami o mocy 36 MW. Według duńskich szacunków – kosztująca okrągły miliard koron (135 mln euro).
Oprócz tłoczni na terytorium Danii konieczne będzie zbudowanie 220 km nowego gazociągu. Z tłoczni na Zelandii gazociąg pobiegnie dnem Bałtyku do Niechorza. Według Duńczyków, w zależności od wariantu przebiegu rura ta będzie miała od 227 do 286 km. Do wyboru jest bowiem trasa, wiodąca przez wyłączną strefę ekonomiczną Niemiec lub Szwecji.
W ramach studium przeprowadzono test rynkowy dla trzech wariantów: 3, 6-7 i 10 mld m sześc. rocznie. O odpowiedź poproszono prawie 500 podmiotów z 15 państw, a rezultaty wskazały, że najlepszym rozwiązaniem będzie gazociąg największy.
Maksymalna techniczna przepustowość w miejscu wejścia do duńskiego systemu ma zatem wynosić 14,2 mln kWh/h, co odpowiada 11,9 mld m sześc. gazu rocznie. Z kolei przepustowość połączenia Zelandia-Niechorze ma sięgać 13,4 mln kWh/h, czyli 11,2 mld m sześc. rocznie. Rura ta będzie dwukierunkowa, w stronę Danii będzie miała przepustowość odpowiadającą 3,2 mld m sześc. rocznie.
W rozpoczętej właśnie procedurze Open Season, w ramach której będą się zgłaszać firmy zainteresowane kupnem gazu, operatorzy udostępnili 90 proc. technicznej przepustowości poszczególnych punktów dla kontraktów długoterminowych. W tym przypadku dłuższych niż rok, ale krótszych niż 15 lat. Odpowiednio to 10,7, 10,1 oraz 2,9 mld m sześc. Pozostałe 10 proc. przepustowości zarezerwowano dla kontraktów krótkoterminowych i zostaną one wystawione na typowe aukcje.
Duńczycy wyraźnie zresztą zaznaczyli, że z ich punktu widzenia interesuje ich głównie czerpanie zysków z tranzytu do Polski i ewentualnie do Szwecji. Zużycie gazu w Danii, znanej z najdalej posuniętych rozwiązań efektywnościowych i ambitnej polityki klimatycznej będzie bowiem dość wyraźnie spadać. O ile obecnie utrzymuje się na poziomie 3 mld m sześc. rocznie, to w 2030 r. ma wynosić już tylko 1,8 mld.
O ile strona polska wstrzymywała się podawaniem jakichkolwiek kosztów, to po ogłoszeniu Open Season Energinet.dk podał dość szeroki szacunek. Otóż cała impreza, od „wpinki” po rozbudowę systemu gazowego w Polsce miałaby kosztować 12-16 mld koron duńskich, z czego Duńczycy dołożyliby 5-7 mld.
Z kolei roczne koszty operacyjne, przy założeniu 90 proc. wykorzystania tłoczni miałyby wynieść 52,3 mln euro, z czego na Gaz-System przypadłoby 35,6, a na Energinet.dk – 16,7 mln euro. Duńczycy zastrzegają jednak, ze szacunki te mogą być obarczone nawet 30 proc. błędem w górę lub w dół, w dodatku mogą ulec zmianie bo obaj operatorzy pracują nad optymalizacją kosztów.
Jak to się jednak przełoży na koszty transportu gazu nowym systemem? Otóż niejako przy okazji, Energinet.dk planuje zrewidować cały system taryf przesyłowych i stworzyć duńską strefę handlową z tylko jedną, powszechną taryfą. Wśród opublikowanych dokumentów jest też opinia duńskiego regulatora Energitilsynet, który chwali takie podejście i zwraca uwagę, że wysokość taryf przesyłowych może mieć decydujące znaczenie dla opłacalności całego przedsięwzięcia, zwłaszcza jeśli wziąć pod uwagę konkurencję ze strony przesyłu przez system niemiecki. Dla Baltic Pipe pomysł reformy taryfowej oznacza, że od kosztów odpadają taryfy za wykorzystanie do przesyłu infrastruktury wydobywczej na Morzy Północnym. Generalnie, reforma i budowa Baltic Pipe w sumie powodują spadek duńskich taryf.
Energinet.dk oszacował swoją taryfę, przyjmując, że nakłady i koszty operacyjne Baltic Pipe okażą się takie, jak oceniono wcześniej, oraz że wzrosną o 25 lub 50 proc. Ten ostatni przypadek powoduje wzrost taryfy o jedną trzecią.
Duński odpowiednik Urzędu Regulacji Energetyki zauważa jednak, że taryfy wzrosną, jeśli okaże się, że Duńczycy w całości wzięli na siebie budowę tłoczni. Opinia pochodzi z początku roku, jak ostatecznie rozwiązano tą kwestię teraz – nie wiadomo, ale oczywiste jest, że im więcej do tłoczni dołoży się strona polska, tym wyższa będzie taryfa za przesył „polską” częścią gazociągu.
Swoją drogą, o ile Duńczycy opublikowali symulacje wysokości swojej przyszłej taryfy, w zależności od kosztów Baltic Pipe, to podobnych szacunków po stronie polskiej nie widać.
Po złotym interesie sprzed kilku lat nie ma już śladu. Właściciele wiatraków, w tym państwowe koncerny, straciły na tym biznesie w 2016 roku niemal 3 mld zł. Z niepokojem na sytuację patrzą także banki. Sprawę w rozmowach z polskim rządem poruszał już nawet EBOR ─ jeden z największych kredytodawców dla polskiej energetyki.
Potłuczone szkło nadaje się nie tylko do ponownego przetopienia na butelki. Para amerykańskich naukowców pokazała właśnie, jak można zrobić z niego bardzo wydajną baterię.
