Spis treści
Przygotowanie wielkoskalowych projektów hydroenergetycznych trwa lata, podobnie jeśli chodzi o budowę i ich eksploatację (tu mówimy o dekadach). Jest to znacznie szerszy horyzont czasowy niż w przypadku realizacji i użytkowania pozostałych technologii OZE. Naturalnie, związane jest z nimi także wyższe ryzyko finansowe, co z kolei wymaga specjalnych instrumentów politycznych i zachęt, jak również długoterminowej wizji i perspektywy politycznej.
Ponadto istotnym wyzwaniem jest oszacowanie wszystkich korzyści, co jest niezbędne, aby umożliwić dyskusje i negocjacje miedzy różnymi grupami interesariuszy oraz wypełnić lukę między opłacalnością ekonomiczną a profitami pozafinansowymi.
Niestety, dotychczasowa bierność naszych decydentów w tej materii skutkuje wielodekadowym przestojem w zakresie budowy dużych inwestycji hydroenergetycznych, mogących służyć do tak potrzebnego teraz stabilizowania systemu.
Ubierzmy aktualną sytuację w metaforę. Mamy pacjenta – krajowy system elektroenergetyczny, mamy diagnozę – utratę stabilności powiązaną z niewydolnością magazynową, mamy lek – wielkoskalowe magazyny energii w postaci ESP. Zwlekamy jednak z podaniem. Choroba postępuje. Jak długo wytrzyma pacjent? Powstają liczne prognozy na ten temat. Pewnym jest jednak, że do 2050 r. pacjent musi być całkiem zdrowy, gdyż będzie zobligowany świetnie radzić sobie w rzeczywistości zeroemisyjnej, zbudowanej w znacznej mierze na niestabilnych odnawialnych źródłach energii. Przyjrzyjmy się kilku krajom, które szybciej niż Polska zaczęły „leczyć swoich pacjentów” i dojrzały do świadomości, że potrzebują znacznych pojemności magazynowych zapewnianych przez ESP.\
Australia: węgiel zastępuje fotowoltaika, wiatr i magazyny, w tym 15 GW ESP
W pierwszej kolejności wybierzmy się do odległej Australii. Kolejność nieprzypadkowa z prostego względu – podobieństwo mixu energetycznego do tego, który mamy u siebie. Odmiennie jednak niż na naszym rodzimym podwórku, w tym kraju liczne nowe projekty elektrowni szczytowo-pompowych są już na zaawansowanym etapie przygotowania bądź są fizycznie realizowane.
Począwszy od 2015 r. w Australii nastąpił znaczący zwrot w kierunku inwestycji w wytwarzanie energii ze źródeł odnawialnych, napędzany głównie obniżonymi kosztami technologii, a nie zmianami legislacyjnymi czy politycznymi. Australijski Krajowy Rynek Energii Elektrycznej (NEM) doświadczył boomu inwestycyjnego w odnawialne źródła energii, w ramach którego w latach 2016 – 2021 zrealizowano 135 projektów związanych z energią odnawialną, głównie słoneczną i wiatrową, o łącznej mocy 16 GW i wartości ponad 26,5 mld USD.
Inwestycje te spowodowały spadek udziału w rynku energii wytwarzanej z węgla. Udział energii odnawialnej wzrósł z mniej niż 10% w 2000 r. (głównie energii wodnej) do prawie 36% na koniec 2022 roku. W ciągu ośmiu ostatnich lat Australia odnotowała wzrost inwestycji w energię odnawialną wyzwolony różnymi czynnikami jak zachęty rządowe, rosnące ceny energii elektrycznej i redukcje kosztów technologii OZE.
Do 2040 roku większość australijskich elektrowni węglowych zostanie wyłączona z eksploatacji, a prawie 85% kraju będzie zasilane energią odnawialną. Ponieważ australijski operator rynku energii (AEMO) prognozuje, że do przejścia krajowego systemu energetycznego z paliw kopalnych na odnawialne źródła energii potrzebne będzie co najmniej 45 GW/620 GWh zdolności magazynowych energii we wszystkich formach (według najnowszych szacunków będzie to 46 GW/640 GWh), były premier Malcom Turnbull wskazał na projekty szczytowo-pompowe jako technologię idealną w zakresie magazynowania energii.
Co zatem jest realizowane, aby osiągnąć ww. ambitne cele? Wiele. Zdecydowanie możemy Australii pozazdrościć determinacji i holistycznego podejścia do kwestii uelastycznienia systemu elektroenergetycznego. Jest tam obecnie rozwijanych 12 projektów ESP o łącznej mocy ponad 15 GW/>560 GWh pojemności.
W budowie są elektrownie Kidston (wykorzystująca wyrobiska pozostałe po wydobyciu złota) oraz Snowy 2.0. Komplet uzyskanych pozwoleń mają kolejne dwa obiekty (Oven Mountain oraz rozbudowa istniejącej ESP Shoalhaven), więc dla nich prace rozpoczną się już w najbliższym czasie. Dla kilku projektów sporządzono studia wykonalności (Capricornia Energy Hub, Pioneer-Burdekin, Flavian, Mt Rawdon, Big T, Central West, Cethana), a projekt Borumba posiada już pozytywną decyzję inwestycyjną (do końca marca 2024 zaplanowano wyłonienie wykonawcy prac projektowych).
Australijski operator rynku energetycznego od 2018 roku publikuje Zintegrowany plan systemowy dla krajowego rynku energii elektrycznej, który jest co 2 lata rewidowany. Obecnie trwa proces konsultacji wersji 2024. Opracowanie jest kompleksową mapą drogową dla transformacji energetycznej kraju. Przesłanie AEMO jest jasne i spójne: potrzebne są pilne działania, aby zapewnić korzyści konsumentom, ponieważ australijska energetyka odchodzi od swojej tradycyjnej zależności od wytwarzania energii z węgla. Nie widać tu żadnego zawahania w kwestiach związanych z transformacją energetyczną.
Szkocja: ponad 5 GW mocy w planowanych ESP
Jedno mgnienie oka i jesteśmy w Szkocji na solidnym zapleczu systemu elektroenergetycznego Wielkiej Brytanii. Szkocja ma najwyższe góry w Zjednoczonym Królestwie i największe jeziora śródlądowe. W połączeniu z dużymi opadami sprawia to, że wykorzystanie wody do produkcji energii elektrycznej jest w tym regionie opłacalne. Aktualnie w Szkocji produkuje się około 85 procent brytyjskiej energii pochodzącej z wody. Znajduje się tam 78 dużych zapór i 54 średnie/duże elektrownie wodne wraz z ponad 300 km tuneli. W planach jest ponad 5 GW nowych mocy w elektrowniach szczytowo-pompowych.
Operator systemu elektroenergetycznego, National Grid ESO, w zeszłym roku w swoich „Scenariuszach przyszłości energii” poinformował, iż spodziewa się, że do 2030 r. potrzebne będzie dodatkowe 10 GWh pojemności magazynowej, które wzrośnie do około 40 GWh do 2050 r. Aktualnie w Wielkiej Brytanii pracują jedynie 4 obiekty stanowiące długoterminowe magazyny szczytowo-pompowe.
W związku z tym w 2021 r. rząd Szkocji wydał pozwolenie na budowę następujących ESP: Red John o mocy 450 MW, który powstanie w pobliżu Inverness, Eishken na wyspie Lewis (300 MW), która wykorzystywać będzie wodę morską, Coire Glas w Lochaber w regionie Highlands o mocy do 1500 MW, Balliemeanoch (1500 MW), Corrievarkie (600 MW), Glenmuckloch w regionie Dumfries & Galloway. W 2023 szkocki rząd zatwierdził rozbudowę kolejnego istniejącego obiektu – Cruachan w Argyll. Zbudowana zostanie tam podziemna ESP, przylegająca do tej już funkcjonującej. Sześć z ww. planowanych realizacji ma ponad dwukrotnie zwiększyć moc elektrowni szczytowo-pompowych w Wielkiej Brytanii do 7,7 GW, utworzyć prawie 15 000 miejsc pracy i wygenerować dla brytyjskiej gospodarki do 2035 r. kwotę do 5,8 miliarda funtów, jak wynika z nowego raportu Scottish Renewables i BiGGAR Economics.
Plan budowy nowych ESP zakłada osiągnięcie 15 GW mocy zainstalowanej w tego typu obiektach do 2050 r. Wobec obecnych 2,8 GW będzie to diametralny wzrost. Jak wskazano w ww. opracowaniu, elektrownie szczytowo – pompowe mają wyjątkową możliwość zapewnienia korzyści społeczno-ekonomicznych, jako ugruntowana i sprawdzona technologia odgrywająca kluczową rolę w spełnieniu ambicji brytyjskiego rządu, dotyczących zerowej emisji netto, przy jednoczesnym zapewnieniu bezpieczeństwa energetycznego konsumentów.
Czechy wytypowały 6 lokalizacji pod ESP
Na koniec przykład ze zdecydowanie bliższych nam Czech. Obecnie pracują tam 4 ESP o łącznej mocy zainstalowanej ~1,2 GW. W marcu br. przedstawiciele dwóch Ministerstw – Środowiska i Rolnictwa zaprezentowali 6 najlepszych możliwych lokalizacji pod nowe elektrownie szczytowo-pompowe w tym kraju, które pozwolą podwoić aktualne zdolności produkcyjne i magazynowe. Są to miejsca na istniejących zaporach wodnych, w których planowane inwestycje nie będą znacząco sprzeczne z założeniami ochrony przyrody i krajobrazu.
Podstawą wyłonienia lokalizacji było badanie przeprowadzone w 2010 r. przez jedno z ministerstw. Są to: Orlík, Slapy, Pastviny, Libochovany, Vinice i Slezská Harta. Lista pozostaje otwarta, ponieważ prowadzone będą kolejne analizy przedinwestycyjne.
Czechy dają przykład krajom Europy Środkowej, w tym Polsce, jak można strategicznie podejść do tematu energetyki szczytowo-pompowej, a przede wszystkim pokazują, że kwestia zapewnienia stabilności systemu elektroenergetycznego jest priorytetowa i wymaga szczególnych starań.
Podsumowanie ważne dla Polski
Dynamika przyrostu mocy zainstalowanych w ESP na świecie to 0,9% między 2019 a 2020 r., 3,3% między 2020 a 2021 r., Obraz przyszłych lat w tej materii kreować będą kraje prowadzące zaawansowane, wielopłaszczyznowe działania jak Australia, Szkocja/Wielka Brytania, Czechy i wiele innych.
Polska nie może sobie pozwolić na pozostawanie na uboczu globalnych przemian przez swoje mocno asekuracyjne podejście. Dotychczasowa indolencja wiele nas kosztuje. Dla przykładu – tylko w marcu tego roku, a więc jeszcze przed szczytem produkcji fotowoltaiki,. sześciokrotnie doszło do nierynkowego redysponowania jednostek wytwórczych w KSE, czyli wielogodzinnego odłączenia instalacji OZE o łącznych mocach sięgających od kilkuset do kilku tysięcy MW, ze względu na nadpodaż generacji w systemie i konieczność przywrócenia zdolności regulacyjnych.
Jest to wymowny, mierzalny symptom słabości naszego systemu. Systemu, któremu do uleczenia potrzeba odważnych działań wynikających przede wszystkim z perspektywicznego spojrzenia, silnej woli politycznej oraz głębokiego przekonania o korzyściach płynących z rozwoju energetyki szczytowo-pompowej.
Michał Kubecki, prezes Instytutu OZE
Wioleta Smolarczyk, koordynator ds. rozwoju biznesu, Instytut OZE
