Spis treści
Jeszcze kilkanaście miesięcy temu taki scenariusz niekoniecznie wydawał się realny, gdyż ówczesna opozycja, a obecnie obóz rządzący, do planów budowy nowych ESP podchodził raczej negatywnie. Krytyka dotyczyła czasem samej technologii, jej kosztów względem taniejących baterii, a także wpływu na środowisko i lokalne społeczności.
Przede wszystkim wpisywała się jednak w bieżący spór polityczny. Zjednoczona Prawica była „za”, więc opozycja naturalnie była „przeciw”. Zwłaszcza, że spór ten przypadł w okresie poprzedzającym wybory parlamentarne, a główny projekt – dokończenie wstrzymanej w końcówce PRL budowy ESP Młoty koło Kłodzka – leży w okręgu wyborczym polityków PiS, Michała Dworczyka i Ireneusza Zyski.
W efekcie opozycja niemal w całości głosowała przeciwko ustawie o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie elektrowni szczytowo-pompowych oraz inwestycji towarzyszących, która w życie weszła w połowie 2023 r. To kolejna specustawa – po drogowej, przesyłowej czy terminalowej, która ma ułatwić realizację dużych inwestycji. Według opozycji miała jednak przede wszystkim służyć umacnianiu państwa/PiS w energetyce/polityce.
Baterie rozpychają się na rynku mocy
Choć do zmiany rządu doszło kilkanaście miesięcy temu, to nie podjęto żadnych działań, które miałyby tę złą specustawę zmienić. Żadna z państwowych spółek energetycznych nie porzuciła też planów budowy nowych ESP – z Młotami na czele (o czym bardziej szczegółowo w dalszej części artykułu).
Oczywiście można zastanawiać się, czy do realizacji tych planów dążono by szybciej, gdyby przy władzy utrzymała się Zjednoczona Prawica. Nie zmienia to jednak faktu, że póki co „Koalicja 15 października” w temacie ESP jest kontynuatorem, a nie likwidatorem polityki Zjednoczonej Prawicy.
Przechodząc jednak do rzeczy, czyli do magazynowania energii, bo temu ESP mają służyć, trzeba zauważyć, że samo otoczenie dla tego typu obiektów istotnie się zmieniło w ostatnich dwóch latach.
Dwie ostatnie aukcje główne rynku mocy zdominowały bateryjne magazyny energii. Po tym, jak w 2022 r. zadebiutowały one w tym mechanizmie zdobywając umowy na 165 MW, w 2023 r. było to 1,7 GW, a podczas aukcji w grudniu 2024 r. już około 2,5 GW. Apetytu inwestorów nie osłabiło nawet obniżenie korekcyjnego współczynnika dyspozycyjności dla baterii do 61,3 proc. czyli o ponad 30 pkt. procentowych względem minionych lat.
Zobacz więcej: Rynek mocy 2024: fala magazynów energii i mała namiastka gazu
Z powodu wysokiej kontraktacji magazynów w dwóch ostatnich aukcjach na rynek mocy nie załapały się żadne nowe moce wytwórcze w dużych blokach gazowych. Dlatego w przyspieszonym trybie przeprowadzono w ostatnich miesiącach nowelizację ustawy o rynku mocy, która wprowadza tzw. aukcje dogrywkowe. Mają one pozwolić zakontraktować Polskim Sieciom Elektroenergetycznym (PSE) dyspozycyjne jednostki wytwórcze, które po 2028 r. zastąpią zamykane bloki węglowe.
Najbliższa aukcja główna, która odbędzie się w grudniu tego roku, będzie ostatnią w ramach obowiązującego mechanizmu. Z dużą pewnością można założyć, patrząc choćby na lawinowo wydawane warunki przyłączenia do sieci, że znów masowo wystartują w niej bateryjne magazyny energii.
Już teraz nieoficjalnie można usłyszeć, że KWD dla baterii będzie jeszcze niższe niż w poprzedniej aukcji. Czy potencjalni inwestorzy ESP będą mieć szanse? Ostatnio KWD dla elektrowni wodnych, w tym szczytowo-pompowych, wynosiło ok. 96 proc., czyli ok. 2 pkt. proc. więcej niż dla elektrowni gazowych, które z bateriami sobie nie poradziły.
Korekcyjne współczynniki dyspozycyjności mogą zadecydować
Co natomiast z aukcjami na lata dostaw po 2030 r.? Poprosiliśmy Ministerstwo Klimatu i Środowiska o informacje, jak przebiegają prace nad nowymi regulacjami.
W odpowiedzi biuro prasowe resortu wskazało, że trwają prace nad przygotowaniem kompleksowej koncepcji rozwiązań dla nowego mechanizmu mocowego.
– MKiŚ na bieżąco jest w kontakcie z Komisją Europejską w sprawie zmian wprowadzanych na rynku mocy oraz funkcjonowania rynku energii i rynku mocy w Polsce. Rozmowy nt. szczegółowych rozwiązań dla rynku mocy po 2030 r. są jeszcze przed nami – przekazał resort portalowi WysokieNapiecie.pl.
Ponadto zapytaliśmy też o to, że zdaniem MKiŚ byłoby zasadne, aby w ramach nowego rynku mocy skonstruować mechanizm, który pozwalałby na kontraktowanie różnych technologii magazynowania. Tak, aby mogły one konkurować nie tylko samą ceną, ale też charakterystyką pracy?
– Według wstępnych ocen MKiŚ – planowane jest utrzymanie korekcyjnych współczynników dyspozycyjności jako wskaźnika, który charakteryzuje możliwości poszczególnych technologii w zapewnianiu bezpieczeństwa energetycznego. Rozważane jest wprowadzenie rozróżnienia KWD w zależności od pojemności magazynu. Charakterystyka pracy magazynów powinna być w szczególności wykorzystywana na rynku energii elektrycznej, np. do świadczenia określonych usług systemowych w ramach rynku usług systemowych – wyjaśnił resort.
– Trwają analizy dotyczące możliwości wprowadzenia dodatkowych zachęt dla dostawców mocy, którzy dzięki swej charakterystyce pracy wspierają bezpieczeństwo dostaw w warunkach funkcjonowania systemu elektroenergetycznego w wysokim stopniu nasyconego źródłami OZE o zmiennej charakterystyce pracy. W ramach rynku mocy podstawowym produktem nabywanym na wypadek trudnej sytuacji w systemie jest moc. To rynek energii elektrycznej, w tym rynek bilansujący i rynek usług systemowych, jest miejscem wynagradzania za wskazane charakterystyki poszczególnych technologii – zaznaczyło MKiŚ.
Podobne pytania odnośnie magazynów w nowym rynku mocy zadaliśmy także PSE. W odpowiedzi spółka również wskazała różnicowanie KWD w zależności od pojemności magazynów jako potencjalną opcję.
– Takie rozwiązanie jest już stosowane w rynkach mocy w kilku państwach. Zasadnym może też być utworzenie odrębnego mechanizmu dla magazynów energii elektrycznej, w którym określone parametry byłyby zdefiniowane jako wymagania. Nie wydaje się natomiast zasadne i możliwe definiowanie dedykowanych koszyków dla konkretnych, bardzo ściśle określonych technologii – oceniła spółka.
Elektrownia Szczytowo-Pompowa Młoty
Co wobec tego dzieje się w temacie planowanych ESP? Gdyby brać pod uwagę harmonogramy, które znalazły się w 2022 r. w raporcie „Zespołu Eksperckiego do spraw Budowy Elektrowni Szczytowo-Pompowych”, powołanego przez premiera Mateusza Morawieckiego, to przynajmniej budowa Młotów powinna być już w toku, gdyż 2028 założono w raporcie jako rok oddania inwestycji do użytku. Dla Tolkmicka i Rożnowa II przewidziano natomiast kolejno 2029 i 2030 r.
Wszystkie te terminy już wtedy można było oceniać jako mocno optymistyczne. Dziś już są mało realne – zwłaszcza w przypadku Młotów, dla których w ostatnich latach PGE deklarowała jako termin rok 2030.
ESP Młoty o mocy 1050 MW i ponad 4000 MWh pojemności to najobszerniejszy temat, więc od niej rozpocznijmy. Jak poinformowała nas PGE, w czerwcu 2024 r. formalnie rozpoczęto starania o wydanie decyzji środowiskowej dla inwestycji, a w październiku zostało wydane postanowienie określające zakres do raportu.
– PGE dokłada wszelkich starań, aby przedłożyć raport w jak najszybszym terminie, zapewniając jednocześnie najwyższą jakość opracowania i zgodność z obowiązującymi przepisami oraz standardami środowiskowymi. Dalszy harmonogram projektu uzależniony jest od terminu uzyskania decyzji środowiskowej – zapewniła spółka.
Pytana o planowany termin oddania ESP Młoty do użytku oraz potencjalny udział w tegorocznej aukcji głównej rynku mocy, PGE stwierdziła tylko, że te kwestie są uzależnione od terminu uzyskania decyzji środowiskowej.
Warto przypomnieć, że w październiku 2023 r. spółka podpisała z Narodowym Funduszem Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej umowę inwestycyjną ws. Młotów. Na jej mocy NFOŚiGW objęło 49 proc. akcji w spółce celowej PGE Inwest 12. Współpraca ta ma zapewnić finansowanie dla przedsięwzięcia, przy czym w sumie wciąż nie wiadomo z jakich innych źródeł – poza rynkiem mocy – mogłoby ono pochodzić.
Wcześniej PGE wskazywała, że informacje dotyczące finansowania inwestycji są poufne. Również potencjalny koszt inwestycji, który oszacowano w studium wykonalności, nie był ujawniany.
Niemniej Miłosz Motyka, wiceminister klimatu i środowiska, w niedawnej odpowiedzi na interpelację posłanek Koalicji Obywatelskiej, Gabrieli Lenartowicz i Moniki Wielichowskiej, potwierdził informację, że według studium całkowity koszt ESP Młoty – w tym doprowadzenia sieci przesyłowej przez PSE – to ponad 9,2 mld zł. Warunki przyłączenia do sieci wydano w grudniu 2024 r.
Na Młotach nie kończą się jednak możliwe inwestycje PGE w nowe ESP, o czym pisaliśmy już w czerwcu 2023 r. w artykule pt. Najpierw Młoty, potem Bieszczady? PGE analizuje kolejną elektrownię szczytowo-pompową.
Chodzi o projekt ESP Jawor o potencjalnej mocy 520 MW, dla której dolnym zbiornikiem byłoby Jezioro Solińskie, gdzie działa już przepływowa ESP Solina. Tu jednak PGE nie miało za wiele do przekazania.
– Prace są we wstępnej fazie analiz przedinwestycyjnych, stąd szczegóły dotyczące harmonogramu realizacji, mocy, pojemności oraz źródła finansowania nie zostały jeszcze wypracowane i stanowią wyłącznie założenia spółki niezbędne do przeprowadzenia wymaganych analiz – odpowiedziała nam spółka pytana o aktualne perspektywy tej inwestycji.
Elektrownia Szczytowo-Pompowa Rożnów II
Kolejne przedsięwzięcie to ESP Rożnów II o mocy 700 MW i 3000 MWh pojemności, dla której dolnym zbiornikiem ma być Jezioro Rożnowskie koło Nowego Sącza. Odpowiadający za inwestycję Tauron podkreśla, że trwają intensywne prace przygotowawcze.
– Udział w aukcji rynku mocy w grudniu 2025 r. jest jedną z opcji, a spółka złożyła wniosek o certyfikację ogólną dla ESP Rożnów II. Sam udział w aukcji nie jest na obecnym etapie rozstrzygnięty, ponieważ jest uwarunkowany wieloma czynnikami wewnętrznymi i zewnętrznymi. Spółka prowadzi intensywne działania, które pozwolą na wybór optymalnego rozwiązania – przekazało nam biuro prasowe Taurona.
– Prowadzimy także prace nad finansowaniem inwestycji, szukamy optymalnej struktury z uwzględnieniem kapitału własnego oraz długu, a także instrumentów pośrednich. Zapotrzebowanie na finansowanie będzie zależne też od dostępności wsparcia pomocowego. Na ten moment nie zamykamy się na żadną opcję – dodało.
Z kolei Michał Orłowski, wiceprezes Taurona, podczas niedawnej konferencji szacował koszt projektu na ok. 5 mld zł, a także sygnalizował, że ostateczna decyzja inwestycyjna może zapaść w 2027/2028 r. Według obecnej strategii grupa w 2030 r. chce mieć 700 MW mocy w bateryjnych magazynach oraz ESP, a cel na 2035 r. to 1400 MW.
Elektrownia Szczytowo-Pompowa Tolkmicko
Trzeci z projektów to ESP Tolkmicko nad Zalewem Wiślanym, w przeszłości szacowany nawet na ponad 1000 MW mocy. Tu na inwestora wskazano Energę, czy też szerzej grupę Orlen.
Ta ostatnia na początku tego roku opublikowała strategię do 2035 r., gdzie wśród planów wskazano „rozwój do 1,4 GW mocy zainstalowanej magazynów energii (BESS)”, czyli w oparciu o technologie bateryjne.
Zapytaliśmy Orlen, czy to oznacza, że grupa nie planuje realizacji ESP Tolkmicko, ani żadnej innej inwestycji w magazynowanie energii w technologii elektrowni szczytowo-pompowych?
W odpowiedzi biuro prasowe koncernu przekazało nam jedynie, że w przypadku projektu ESP Tolkmicko „spółka jest na wstępnym etapie analiz wykonalności tej inwestycji, m.in. po względem wstępnych założeń do ewentualnych możliwości realizacji w zakresie technicznym, lokalizacyjnym i ekonomicznym”.
Niemniej w tym przypadku bardziej do roli gospodarza projektu poczuwa się Neo Energy Group, znane z inwestycji na rynku OZE, które od kilku lat rozwija projekt ESP Tolkmicko. Szczegółowo o genezie tego przedsięwzięcia pisaliśmy w lutym 2023 r. w artykule pt. Czy w Polsce powstanie prywatna elektrownia szczytowo-pompowa?
Jak sytuacja wygląda aktualnie? Jacek Rusiecki, dyrektor operacyjny Neo Energy Group, w rozmowie z naszym portalem podkreślił, że wciąż obowiązuje list intencyjny, który spółka zawarła z Energą Wytwarzanie ws. współpracy przy realizacji tej inwestycji.
– Zakres tej współpracy, czyli to, do kiedy byśmy byli zaangażowani w przedsięwzięcie, nie jest jeszcze dokładnie określony. Poza wkładem w fazę rozwoju inwestycji możemy też pomóc w zorganizowaniu finansowania. Rozmawiamy na ten temat z dużym funduszem infrastrukturalnym, który jest zainteresowany tą inwestycją. Istotnym argumentem w pozyskiwaniu takiego finansowania byłoby potencjalne wsparcie tego projektu z rynku mocy – powiedział Rusiecki portalowi WysokieNapiecie.pl.
Jak dodał, według obecnych założeń optymalne parametry techniczne dla ESP Tolkmicko to 750-850 MW mocy oraz 7000 MWh pojemności. Górny zbiornik przy takim założeniu miałby pojemność 25 mln m sześc.
– Przy takich parametrach z pełną mocą ESP Tolkmicko mogłaby pracować w trybie ciągłym przez 6-7 godzin, czyli znacznie dłużej niż 4 godziny wymagane na rynku mocy. Dzięki temu miałaby więc też możliwość udziału w arbitrażu cenowym oraz innych usługach systemowych – wskazał dyrektor.
– Potencjalny koszt inwestycji to co najmniej 6-7 mld zł, a termin oddania do użytku najpewniej po 2030 r. – w zależności od tempa przygotowania dokumentacji i uzyskiwania pozwoleń, a także samej organizacji budowy – wyliczył.
Zwrócił też uwagę, że budowa górnego zbiornika będzie wymagała usunięcia ogromnej ilości ziemi, ale jednocześnie położenie obiektu nad Zalewem Wiślanym daje możliwość transportu urobku drogą morską. Atutem jest także brak konieczności budowy dolnego zbiornika, co jest potrzebne w przypadku ESP Młoty.
Wodni energetycy czekają na falę inwestycji
Na wiążące deklaracje co do projektów nowych elektrowni szczytowo-pompowych oczekują firmy, które specjalizują się w energetyce wodnej.
Marcin Kłosiński, prezes Energoprojektu-Warszawa, w rozmowie z naszym portalem zaznaczył, że ten segment energetyki pozostaje w cieniu pozostałych źródeł OZE, czyli fotowoltaiki i wiatraków. Nie mówiąc już o takich projektach jak elektrownia jądrowa, który swoją wartością wielokrotnie przewyższa nawet najbardziej optymistyczne plany rozwoju ESP w Polsce.
– Niepewność co do losów projektów nowych ESP z pewnością nie służy naszej branży. Kluczowe jest to, aby inwestorzy dali jasny sygnał, czy i kiedy zamierzają zrealizować dotychczas planowane projekty ESP. To ułatwiłoby takim firmom jak nasza lepiej się do tego przygotować – podkreślił Kłosiński.
– Upływający czas nie sprzyja również samym inwestorom, gdyż wciąż rosnąca presja systemu elektroenergetycznego będzie coraz bardziej wymuszać poszukiwanie rozwiązań na tu i teraz. Może to skutkować koniecznością przyjęcia za główne kryterium optymalizacyjne projektu czas jego realizacji, a nie np. łączne koszty w cyklu życia projektu, długoterminową sprawność czy uwarunkowania geopolityczne – ocenił prezes.
Jeśli dojdzie do zbyt dużej zwłoki w rozpoczęciu pierwszej inwestycji ESP, a następnie do uruchomienia kolejnych w stosunkowo krótkim okresie, to w opinii szefa Energoprojektu-Warszawa z pewnością będzie to skutkowało brakiem kadr.
– Obecnie mierzymy się ze słabą koniunkturą i brakiem realizacji stanowiących duże wyzwanie inżynierskie inwestycji hydrotechnicznych i hydroenergetycznych w Polsce, choć wiadomo, że takich potrzeba np. tych związanych z ochroną przeciwpowodziową. Znacznie utrudnia to utrzymanie w branży obecnych zasobów oraz pozyskanie i wyuczenie nowych pracowników – stwierdził Kłosiński.
Zobacz też: Powodzie powinny dać impuls do budowy elektrowni wodnych
– Istotne jest to, żeby miał kto uczyć, kogo uczyć i na czym uczyć. Zauważamy przypadki, że osoby o dużym potencjale zaczynają szukać możliwości rozwoju w branżach o większych ich zdaniem i bardziej widocznych perspektywach. Jako wsparcie na pewno byłyby potrzebne działania systemowe, aby wzmocnić potencjał kadrowy w energetyce wodnej – tak, jak dzieję się to już chociażby w przypadku energetyki jądrowej, która po latach przerwy ponownie zaczyna być wykładana na uczelniach wyższych – dodał.
Niemniej na obecnym etapie spółce udaje się realizować prace dotyczące ESP. Energoprojekt-Warszawa był projektantem wszystkich tego typu obiektów, które powstały w czasach PRL. Natomiast w ostatnim czasie firma realizowała dla PGE zadania związane z modernizacją ESP Porąbka-Żar, a także opracowywaniem raportu oddziaływania na środowisko dla ESP Młoty. Ponadto spółka wykonuje prace projektowe dotyczące ESP Rożnów II dla Taurona.
Polski potencjał szczytowo-pompowy
Poza projektami Młoty, Tolkmicko i Rożnów II, na których opierają się obecne plany związane z budową nowych ESP w Polsce, w PRL planowano jeszcze kilka innych, dużych inwestycji, m.in. Pilchowice III (na Bobrze, moc 612 MW), Niewistka (na Sanie, 1000 MW) czy Sobel (na Dunajcu i Brzynie, 1000 MW).
Teoretycznie na tym potencjał Polski się nie kończy, o czym świadczy analiza, którą Energoprojekt-Warszawa wykonał we współpracy z Grunt Guru i Green-en. Wykorzystano w niej model numeryczny GIS terenu Polski oraz algorytmy i założenia techniczne będące know-how tych spółek.
Skupiono się na lokalizacjach potencjalnie najprostszych do realizacji ESP, dlatego analiza obszarów obejmowała jedynie miejsca z istniejącymi zbiornikami dolnymi, słodkowodnymi (celowo pominięto Zalew Wiślany jako miejsce dobrze znane o wysokim potencjale). Pojemność i powierzchnia zbiornika dolnego oraz parametry zbiornika górnego dobrane zostały tak, aby odpowiadać założeniom mocy/pojemności minimum 100 MW przy czasie rozładowania magazynu 8 godzin.
W ten sposób wstępnie wytypowano około 1300 lokalizacji, które następnie poddano optymalizacji według takich kryteriów jak niskie zurbanizowanie terenu pod górny zbiornik, brak rezerwatów przyrody oraz parków narodowych, a także położenie zbiorników dolnego i górnego umożliwiające uzyskanie dobrych parametrów sprawności ESP przy akceptowalnych nakładach inwestycyjnych.
– Obliczenia dla takich kryteriów trwały niemal trzy miesiące, co pokazuje, że ich zawężenie było konieczne aby uzyskać racjonalne wyniki. Wytypowane lokalizacje zostały następnie poddane bardziej wnikliwej analizie technicznej naszego zespołu ekspertów, co pozwoliło wytypować 26 lokalizacji spełniających założone kryteria – podkreślił Marcin Kłosiński.
– Oczywiście, potencjałem geologicznych i hydrologicznym do budowy ESP ciężko nam mierzyć się z krajami pokroju Szwajcaria i Austria, ale rezultat naszych prac wskazuje, że Polska dysponuje kilkoma ciekawymi miejscami, którym warto się przyjrzeć – a są to jedynie obszary, gdzie dolny zbiornik już istnieje – dodał.
Prezes Energoprojektu-Warszawa ocenił, że ESP oraz magazyny bateryjne nie muszą się wzajemnie wykluczać. Jego zdaniem rozsądna i odporna na czynniki zewnętrzne strategia rozwoju magazynowania energii powinna opierać się na współistnieniu tych technologii. Kluczowa jest natomiast ich dobra znajomość, aby możliwy był optymalny dobór konkretnej technologii do danej lokalizacji.
Obecnie moc zainstalowana ESP w Unii Europejskiej wynosi około 46 GW. Według serwisu GlobalData, wśród państw z największymi mocami w elektrowniach szczytowo-pompowych znajdują się Chiny (55 GW), Japonia (28 GW) i USA (22 GW). GlobalData prognozuje, że do 2030 r. moc zainstalowana w bateriach będzie wynosić na świecie 1200 GW, a w ESP będą to 243 GW.
Zobacz też: ESP powinny iść w parze z bateriami
