Duński prąd utknął w sieci

Szary, bezwietrzny dzień nad Morzem Północnym jest dla duńskiej energetyki testem bardziej surowym niż kolejny raport o zielonej transformacji. Gdy nie wieje i nie świeci słońce, produkcja z wiatru i fotowoltaiki spada jednocześnie na dużym obszarze. Duńczycy mówią o takim okresie dunkelflaute. Dla kraju, który wycofał znaczną część krajowych mocy rezerwowych, oznacza to konieczność sprowadzania energii podmorskimi kablami ze Szwecji, Norwegii i Niemiec (Politiken). W 2025 r. Dania zaimportowała od sąsiadów więcej prądu niż kiedykolwiek wcześniej (Portfolio.hu). W praktyce sprawdza dziś założenie, które coraz mocniej kształtuje europejską politykę energetyczną: czy połączenia transgraniczne mogą zastąpić elektrownie wyłączane w poszczególnych państwach.

Duńskiej sieci zaczyna brakować miejsca

Pogoda jest tylko pierwszą częścią problemu. Energinet, duński operator sieci przesyłowej, informuje, że centra danych, instalacje wodorowe i projekty bateryjne złożyły wnioski o przyłączenia o łącznej mocy około 60 GW, czyli mniej więcej osiem razy większej niż obecne szczytowe zapotrzebowanie kraju (Energinet). Część tych planów ma charakter spekulacyjny: firmy rezerwują miejsce wcześnie, a wiele inwestycji nigdy nie powstanie. Nawet niewielka część tej puli wystarczyłaby jednak, by obciążyć system, który już teraz nie nadąża. Energinet wstrzymał przyjmowanie nowych wniosków o przyłączenie na poziomie sieci przesyłowej.

Presję po stronie popytu dobrze pokazuje ciepłownictwo. Około jedna czwarta duńskich przedsiębiorstw ciepłowniczych zgłasza opóźnienia w przyłączeniach do sieci albo otrzymuje mniejszą moc, niż zamawiała. Branżowa organizacja Dansk Fjernvarme przewiduje, że udział energii elektrycznej w ciepłownictwie systemowym wzrośnie z około 10% obecnie do 45% w 2035 r. (Via Ritzau). Więcej odbiorców prądu, mniej krajowych elektrowni dyspozycyjnych i ta sama przeciążona infrastruktura: tak wygląda mechanika duńskiego wąskiego gardła.

Kto sprzedaje energię, kto płaci rachunek

Europejski rynek energii przesyła prąd z obszarów tańszych do droższych przez połączenia transgraniczne, dopóki przepustowość kabli nie zostanie wykorzystana (Komisja Europejska). Ten model działa, gdy niedobór jest lokalny. Przestaje działać, gdy deficyt pojawia się jednocześnie u wielu sąsiadów.

Francja pokazuje, co daje utrzymanie mocy, które można włączyć na żądanie. W pierwszej połowie 2026 r. kraj wyeksportował netto 51 TWh energii, co przyniosło producentom około 3 mld EUR przychodów oraz około 1,3 mld EUR wpływów z wykorzystania połączeń dla RTE, francuskiego operatora sieci (Le Figaro). Francja sprzedawała energię średnio po około 61,9 EUR/MWh. Państwa importujące płaciły prawie dwa razy więcej, około 111,6 EUR/MWh (Les Énergies Renouvelables). Energetyka jądrowa daje Francji możliwość produkcji wtedy, gdy sąsiedzi mają niedobory, a wraz z nią przewagę cenową.

Nie oznacza to taniej energii dla wszystkich Francuzów. Od 1 sierpnia taryfy dla około 19,37 mln gospodarstw domowych wzrosną o 2,5% (Challenges). Sieci i moce rezerwowe kosztują niezależnie od bieżącej ceny hurtowej. W tym samym półroczu francuski rynek hurtowy odnotował 407 godzin ujemnych cen, czyli okresów, w których nadwyżkowej energii nie dało się sprzedać z zyskiem. Rachunek za infrastrukturę pozostaje jednak stały.

Szwecja pokazuje inny podział kosztów i korzyści. Kraj jest podzielony na strefy cenowe, dlatego południowe regiony, położone najbliżej Danii, płacą wyższe ceny hurtowe, gdy duński popyt zasysa energię przez granicę (GP). Szwedzcy wytwórcy zarabiają na sprzedaży na napięty rynek duński. Szwedzkie gospodarstwa domowe w tych samych strefach płacą więcej. Duńska wyspa Bornholm ma zagwarantowane jedynie 35 MW importu ze Szwecji, wyraźnie poniżej technicznych możliwości kabla, ponieważ przeciążenia w południowej Szwecji ograniczają to, co można obiecać odbiorcom (Bornholm.nu).

Niemcy kupują własne ubezpieczenie. Bundesnetzagentur, niemiecki regulator energetyki, utrzymuje na zimę 2026/27 rezerwę sieciową o mocy 7407 MW: elektrownie pozostające poza zwykłym rynkiem, uruchamiane tylko w sytuacjach awaryjnych (Bundesnetzagentur). W maju 2026 r. Berlin przyjął ustawę o rynku mocy, która będzie płacić elektrowniom i magazynom energii za samą gotowość do pracy, nawet jeśli będą uruchamiane rzadko. To rezerwa, której Dania nie zachowała.

Fizyczne ryzyko widać z kolei w Finlandii. Gdy jedno z dwóch podmorskich połączeń z Estonią wyłączono do naprawy, ceny natychmiast wzrosły, a podaż się skurczyła (Grivolt). Kabel może zostać uszkodzony, przeciążony albo wyłączony na konserwację dokładnie wtedy, gdy jest najbardziej potrzebny.

ENTSO-E, organizacja koordynująca europejskich operatorów sieci, prowadzi kontynentalne analizy wystarczalności mocy właśnie dlatego, że pomoc transgraniczna jest warunkowa, a nie automatyczna (ENTSO-E, ACER). Duński przypadek odsłania prostą wymianę ukrytą pod hasłem zielonej europejskiej sieci: kable obniżają koszty w normalnych warunkach, ale nie gwarantują energii, gdy wiatr słabnie w całym regionie. Cenę wyznaczą wtedy państwa, które zachowały moce dyspozycyjne. Państwa, które zaufały głównie połączeniom, zapłacą więcej w najtrudniejszych godzinach.