Spis treści
Bez magazynowania energii z odnawialnych źródeł trudno w pełni wykorzystać potencjał farm wiatrowych i fotowoltaicznych, których produktywność jest zależna od warunków atmosferycznych.
Gdybyśmy wyprodukowaną w czasie wietrznej i słonecznej pogody energię byli w stanie w dużej mierze zgromadzić w wielkoskalowych magazynach, to mniej bylibyśmy uzależnieni od emisyjnych źródeł zasilanych paliwami kopalnymi, czyli elektrowni węglowych czy gazowych. To one stanowią obecnie dyspozycyjny zasób mocy i podstawę systemu elektroenergetycznego.
Moc na szczycie
Wśród jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne znajduje się pięć z sześciu istniejących w Polsce elektrowni szczytowo-pompowych (ESP).
Elektrownie te budowane są pomiędzy dwoma zbiornikami wodnymi – górnym i dolnym. W okresie niskiego zapotrzebowania na energię elektryczną, czyli np. nocą, woda jest pompowana ze zbiornika dolnego do górnego dzięki zagospodarowaniu nadwyżek energii w KSE.
Natomiast w szczytowych godzinach zapotrzebowania następuje odwrócenie tego procesu i produkcja energii do sieci. Zmagazynowana pozwala na 4-6 godzin pracy z pełną wydajnością. ESP mogą szybko reagować na nagłe zmiany w KSE (w ciągu 2-3 minut), co stanowi duży atut w sytuacji spadku mocy w systemie wywołanego awarią.
Do takiej doszło chociażby 17 maja 2021 r. w rozdzielni PSE w Rogowcu, przez co odłączonych od sieci zostało 10 z 11 bloków Elektrowni Bełchatów, największej w Polsce i Europie elektrowni węglowej. Ubytek mocy wyniósł 3,6 GW. Ponad 40 proc. tego ubytku, czyli ok. 1,5 GW, pokryło 15 hydrozespołów w ESP należących do PGE.
W połączeniu z wykorzystaniem dostępnej rezerwy mocy pracujących elektrowni cieplnych (tzw. rezerwa wirująca) oraz międzyoperatorskiego importu awaryjnego z Czech, Słowacji i Niemiec, pozwoliło to uniknąć rozległej awarii KSE, który skutkowałaby odcięciem dostaw energii dla odbiorców. Wpływ wydarzeń w Rogowcu i Bełchatowie pozostał nieodczuwalny, a dowiedzieliśmy się o nim z mediów.
Zobacz więcej: System energetyczny uratowany. Rynek znów nie zadziałał
Łączna moc wszystkich sześciu ESP w Polsce wynosi ok. 1,8 GW. W przeszłości plany były znacznie ambitniejsze, co czym w dalszej części artykułu – podobnie jak o aktualnych perspektywach.
Z ostatnich dostępnych danych Agencji Rynku Energii wynika, że w 2020 r. z „wody przepompowanej” wyprodukowano 819 GWh energii elektrycznej, co stanowiło 0,5 proc. w klasyfikacji nośników energii wykorzystywanych w naszej energetyce. Rok wcześniej ten udział wynosił 0,4 proc. (706 GWh). Choć nie są to duże liczby, to jak widać robią one dużą różnicę dla bezpieczeństwa KSE.
Według danych za 2020 r., sprawność wytwarzania energii elektrycznej w ESP (dane dla Porąbki-Żar, Żarnowca oraz Żydowa) wynosiła 69,3 proc., a czas wykorzystania mocy zainstalowanej 574 godziny.
Globalne pompowanie
Według ubiegłorocznego raportu specjalnego Międzynarodowej Agencji Energetycznej (MAE), poświęconego energetyce wodnej, ESP odpowiadały za prawie 85 proc. całkowitej mocy zainstalowanej na świecie mocy magazynowania energii elektrycznej, wynoszącej 190 GW. Najwięcej energii wyprodukowały w nich Chiny i Stany Zjednoczone (łącznie 46 proc. globalnej produkcji), a następnie Japonia, Niemcy, RPA i Francja (łącznie 20 proc.).
Do 2030 r. moc zainstalowana ma zwiększyć się o kolejne 65 GW, co oznaczałoby dwukrotne pobicie wyniku z najlepszej dotychczas dekady dla ESP (1971-1980), gdy powstało 34 GW w ESP.
Za połowę nowych mocy będą odpowiadały Chiny, które chcą zwiększyć możliwości rozwoju OZE. Już na początku 2022 r. w Państwie Środka oddano do użytku największy pod względem mocy obiekt o mocy 3,6 GW. Niemniej w skali całego świata rośnie zapotrzebowanie na elastyczność systemu elektroenergetycznego oraz regionalne bilansowanie energii.
W swoich prognozach MAE wyliczyło, że do 2030 r. pojemność magazynowa ESP wzrośnie o 7 proc. (618 GWh) – do ponad 9 TWh. Dzięki temu pozostaną największą technologią magazynowania energii mimo dynamicznego rozwoju magazynów bateryjnych (w tym samochodów elektrycznych) – z 650 GWh do ponad 3,8 TWh.
Polskie elektrownie szczytowo-pompowe
– Biorąc pod uwagę skromne zasoby energii wodnej w Polsce produkowanie energii w podstawie wykresu obciążenia nie ma istotnego znaczenia dla systemu elektroenergetycznego. Dlatego celowe jest „przetworzenie” jej na energię szczytową i interwencyjną bądź magazynowanie energii w dolinach obciążenia – analizowali przed laty Andrzej Korczak i Jan Rduch, naukowcy z Instytutu Maszyn i Urządzeń Energetycznych Politechniki Śląskiej.
Wśród sześciu polskich ESP trzy to klasyczne obiekty pompowe, gdzie obieg wody jest wytworzony sztucznie pomiędzy dwoma zbiornikami: dolnym i górnym (praca pompowa) oraz górnym a dolnym (praca turbinowa). Są to należące do PGE elektrownie Żarnowiec (716 MW) oraz Porąbka-Żar (540 MW), a także Żydowo (167 MW), będące w posiadaniu Energi.
W tej pierwszej siłownia wykorzystuje do swojej pracy spiętrzone wody Jeziora Żarnowieckiego (zbiornik dolny) oraz sztucznie magazynowane w zbiorniku górnym powstałym na pobliskim płaskowyżu. Porąbka-Żar pompuje wodę z Jeziora Międzybrodzkiego, a jej górny zbiornik wybudowano na szczycie góry Żar. Natomiast Żydowo jest położone pomiędzy dwoma naturalnymi jeziorami (Kwiecko – zbiornik dolny, Kamienne – zbiornik górny) odległymi od siebie ok. 1,5 km,. Różnica poziomów pomiędzy nimi sięga 82 m.
Pozostałe trzy elektrownie, czyli Solina (199 MW, PGE), Niedzica (93 MW, ZEW Niedzica) oraz Dychów (88 MW, PGE) to siłownie zbiornikowe z pompowaniem, w których wykorzystywany jest przepływ naturalny i okresowo bądź stale przepływ sztuczny (pompowanie ze zbiornika dolnego do górnego). Solina korzysta ze spiętrzeń wody na Sanie (Jezioro Solińskie – zbiornik górny, Jezioro Myczkowskie – dolny), a Niedzica na Dunajcu (Jezioro Czorsztyńskie – zbiornik górny, Jezioro Sromowskie – dolny).
Natomiast wybudowany w latach 30. XX wieku Dychów jest dodatkowo elektrownią typu derywacyjnego: spiętrzone wody rzeki Bóbr przez jaz są prowadzone ponad 20-kilometrowym kanałem do zbiornika retencyjnego w Dychowie.
Niedoszłe plany
Po odbudowie Dychowa ze zniszczeń i strat wojennych (hydrozespoły wywieziono do Związku Radzieckiego) w kolejnych latach, wraz z rozwojem i industrializacją kraju pojawiła się potrzeba budowy kolejnych ESP. W latach 60. ukończono Solinę, w 70. – Żydowo i Porąbkę-Żar, a w 80. Żarnowiec – początkowo planowany jako magazyn energii dla pobliskiej elektrowni atomowej, której budowy zaniechano. W latach 90. oddano do użytku Niedzicę, którą planowano już w dwudziestoleciu międzywojennym.
Jak pisali Korczak i Rduch, w planach rozwoju energetyki w Polsce z lat 1983-86 projektowano do realizacji kolejne sześć ESP o łącznej mocy ok. 5,1 GW, które miały powstać w kolejnych kilku dekadach.
Wśród nich znajdowały się projekty: Pilchowice III (na Bobrze, moc 612 MW), Rożnów II (na zbiorniku istniejącej elektrowni wodnej Rożnów, 700 MW), Niewistka (na Sanie, 1000 MW), Kadyny (nad Zalewem Wiślanym, 1040 MW), Sobel (na Dunajcu i Brzynie, 1000 MW) oraz Młoty (niedaleko Bystrzycy Kłodzkiej, 750 MW).
Jedynie budowę tej ostatniej rozpoczęto w latach 80., ale jej los był podobny jak jądrowego Żarnowca. Zbiornik górny miał powstać na Zamkowej Kopie, a dolny dzięki zaporze przecinającej dolinę rzeki Bystrzycy. Część prac jednak wykonano, m.in. sztolnie, które zabezpieczono.
Po zmianie ustrojowej właścicielem Młotów został Zespół Elektrociepłowni Wrocławskich Kogeneracja, który następnie kupił francuski koncern EDF. W 2017 r. polskie aktywa EDF w energetyce konwencjonalnej zostały przejęte przez PGE i to teraz największa państwowa grupa energetyczna aktualnie dzierży Młoty. W ostatnich miesiącach po raz kolejny pojawiły się nadzieje, że ten projekt ma szansę wznowienie.
List intencyjny podpisany
Powód to list intencyjny, który 22 października 2021 r. podpisały Ministerstwo Klimatu i Środowiska, Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej oraz PGE.
– W Polsce powstaną nowe elektrownie szczytowo-pompowe, a już istniejące zostaną gruntownie zmodernizowane, co znacznie poprawi bilans energetyczny kraju – ogłosił resort klimatu.
Jego ówczesny szef Michał Kurtyka, który parę dni później ogłosił rezygnację, zaznaczał, że w „Polityce energetycznej Polski do 2040 roku” podkreśla się rolę ESP jako jednostek, które mogą zapewnić stabilną pracę polskiego systemu elektroenergetycznego w sytuacji, gdy dokonuje się transformacja energetyczna i dynamicznie wzrasta udział OZE.
– Elektrownie tego typu cechuje duża elastyczność w procesie wytwarzania energii oraz zdolność do jej magazynowania. Daje to szerokie możliwości regulacyjne i pozwala na rezerwowanie zasobów energii dla KSE, uzupełniając stabilny rozwój odnawialnych źródeł, a w przyszłości również energetyki jądrowej – mówił Kurtyka.
List intencyjny zakłada „wymianę wiedzy i doświadczeń w zakresie budowy, modernizacji i eksploatacji elektrowni szczytowo-pompowych”. Poza tym „strony porozumienia zamierzają również dążyć do stworzenia optymalnych warunków (organizacyjnych, kosztowych, finansowych, technicznych itp.) dla prowadzenia przedsięwzięć, których efektem będzie rozwój ESP”.
Co z finansowaniem?
Maciej Gelberg, rzecznik spółki PGE Energia Odnawialna, pytany przez portal WysokieNapiecie.pl o tę współpracę wskazał, że w kontekście obniżenia emisji gazów cieplarnianych poprzez rozwój OZE realizacja projektów związanych z modernizacją oraz budową nowych ESP powinna rozpocząć się możliwie szybko, zważywszy, iż budowa jest procesem wieloletnim.
Sławomir Kmiecik z Wydział Promocji i Komunikacji Społecznej NFOŚiGW przekazał natomiast, że fundusz realizując zadania ustawowe może być podmiotem współfinansującym przedsięwzięcia związane z rozwojem ESP.
– Aktualnie analizowane są optymalne opcje finansowania tego typu inwestycji m.in. w ramach programowanego Funduszu Transformacji Energetyki, uwzględniające przyjęte 21 grudnia 2021 r. przez Komisję Europejską Wytyczne w sprawie pomocy publicznej na ochronę klimatu, środowiska i cele związane z energią – wskazał Kmiecik dodając, że strony analizują potencjał i uwarunkowania inwestycji zarówno w modernizację, jak i budowę ESP.
Wątek dotyczący ESP znalazł się również w Krajowym Planie Odbudowy, który w maju ubiegłego roku Polska złożyła do akceptacji przez KE. Ta wciąż jednak nie nastąpiła przez spór z polskim rządem dotyczący zasad praworządności w kontekście reformy wymiaru sprawiedliwości.
W części pożyczkowej KPO, w komponencie B („Zielona energia i zmniejszenie energochłonności”), wskazano „modernizację istniejącego magazynu energii elektrycznej (elektrowni szczytowo-pompowej)”.
– Dostosowanie instalacji do obecnych i przyszłych potrzeb regulacyjnych i rynkowych zapewniający rentowną pracę elektrowni tj. Rynek Mocy, Rynek Energii, Rynki Usług Systemowych. Wzrost dyspozycyjności oraz sprawności elektrowni w trybie generacji i pompowym. Moc zainstalowana (w trybie turbinowym): 540 MW – czytamy w krótkim opisie projektu, z którego – na podstawie podanej mocy – można wysnuć wniosek, że chodzi o Porąbkę-Żar.
Czas na Młoty
Pod koniec 2021 r. doszło do kolejnego istotnego wydarzenia, a mianowicie powołania przez premiera Mateusza Morawieckiego „Zespołu Eksperckiego do spraw Budowy Elektrowni Szczytowo-Pompowych”. Poza PGE, NFOŚGW w jego skład weszli też m.in. przedstawiciele kilku ministerstw, a także PSE, Urzędu Regulacji Energetyki, Banku Gospodarstwa Krajowego, Wód Polskich, a nawet Lasów Państwowych.
Prace zespołu ruszyły w połowie stycznia tego roku, co obwieścił sam szef kancelarii premiera Michał Dworczyk, wskazując jednocześnie, że pierwszą opracowywaną przez zespół inwestycją będzie Elektrownia Młoty. Powód jego zainteresowania tym projektem jest oczywiście łatwy do ustalenia – od dwóch kadencji jest posłem PiS z okręgu wałbrzyskiego, który swym zasięgiem obejmuje również powiat kłodzki. W nim natomiast, w gminie Bystrzyca Kłodzka, znajdują się Młoty.
Ten fakt może akurat być ważnym atutem dla tego projektu, bo mocny patron polityczny zawsze przydaje się przy dużych inwestycjach. Zwłaszcza biorąc pod uwagę, że dotychczas koszt dokończenia Elektrowni Młoty szacowano na minimum 3-4 mld zł. Dodatkowo to przedsięwzięcie ujęto też w samorządowym programie Dolnośląski Ład, który na poziomie województwa ma uzupełniać rządowy Polski Ład. Zaznaczono w nim potrzebę rozwoju „zwłaszcza południowej, a przez wiele lat zaniedbanej, części Dolnego Śląska”.
Samo PGE unika jasnych deklaracji co do szans związanych z dokończeniem Młotów.
– Z uwagi na skalę oraz wielowątkowość projektu ESP Młoty, jak również na zmieniającą się sytuację rynkową od strony regulacyjnej, techniczno-budowlanej oraz ekonomicznej, analiza tego projektu jest procesem ciągłym, toczącym się od wielu lat – stwierdził Maciej Gelberg w odpowiedzi na nasze pytania.
Dodał jednocześnie, że projekty związane z magazynowaniem energii w obliczu zmian zachodzących na rynku elektroenergetycznym, będą stanowić jeden z filarów bezpieczeństwa energetycznego.
– Obecne analizy wskazują, iż tego typu instalacje w związku z dynamicznym rozwojem źródeł odnawialnych w kolejnych latach będą coraz bardziej zyskiwały na znaczeniu w KSE. W związku z tym Grupa PGE liczy na pojawienie się przesłanek ekonomicznych do realizacji projektów magazynowania energii w tym również ESP – wskazał Gelberg.
– Grupa PGE zgodnie z założeniami Strategii do roku 2030 będzie posiadać co najmniej 800 MW nowych mocy w magazynach energii elektrycznej. W związku z tym stale monitorujemy rozwój technologii magazynowania energii, w tym potencjalne lokalizacje elektrowni szczytowo-pompowych. O realizacji danego projektu decydować będzie dojrzałość technologii oraz analiza ekonomiczna projektu – dodał.
Wydaje się, że w taką „dojrzałość” Młotów wierzą Polskie Sieci Elektroenergetyczne, co uwzględniły w opublikowanym w marcu 2022 r. „Planie rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2023-2032”.
– W ramach analiz wrażliwości uwzględniano dodatkową moc 750 MW elektrowni szczytowo-pompowej zlokalizowanej w Kotlinie Kłodzkiej, inwestycje sieciowe potrzebne do przyłączenia tej elektrowni zostały ujęte w niniejszym planie – czytamy w dokumencie PSE.
Odpowiedzią PSE na Młoty ma być budowa linii 400 kV Świebodzice-Ząbkowice-Dobrzeń wraz z rozbudową stacji 220/110 kV Ząbkowice o rozdzielnię 400 kV. Rozpoczęcie inwestycji zaplanowano na 2023 r., a jej zakończenie ma nastąpić w 2029 r.
Modernizacja postępuje
Znacznie więcej od PGE można się natomiast dowiedzieć na temat przeprowadzonych w ostatnich latach oraz planowanych w przyszłości modernizacji istniejących obiektów.
W 2020 r. zakończyła się kompleksowa modernizacja hydrozespołów i pomp akumulacyjnych w Dychowie, która trwała od 2018 r. Każdego roku wyłączany do modernizacji był jeden hydrozespół, co pozwoliło elektrowni przez cały czas utrzymać ciągłość produkcji oraz świadczyć usługi regulacyjne dla PSE.
W każdym hydrozespole odnowiony został m.in. wirnik i stojan generatora, cały układ przepływowy turbiny, aparat kierowniczy z układem kinetycznym, zespół regulacji hydrozespołu, wirnik turbiny oraz instalacje wodne i olejowe, a także układy elektryczne.
Dodatkowo wyremontowane zostały dwie pompy akumulacyjne, które pozwalają elektrowni napełniać zbiornik górny przy niskich dopływach z rzeki. Dzięki przeprowadzonej modernizacji elektrownia będzie mogła bezproblemowo pracować przez kolejne kilkanaście lat, wykorzystując do produkcji pełną moc zainstalowaną.
Obecnie trwają przygotowania się do modernizacji elektrowni Porąbka-Żar. W pierwszej kolejności rozpocznie się remont części technologicznej elektrowni, czyli hydrozespołów wraz z instalacjami pomocniczymi. Następnie ruszą prace związane z modernizacją zbiornika górnego. Odnowiona zostanie wewnętrzna warstwa szczelna zbiornika oraz – o ile będzie to potrzebne – asfaltobetonowy ekran na jego dnie.
W trakcie trwania modernizacji zbiornika górnego przeprowadzone zostaną również prace remontowe dotyczące infrastruktury budowlanej, w zakresie: górnego i dolnego ujęcia wody, rurociągów derywacyjnych, sztolni odpływowej oraz komory uderzeń.
Planowana inwestycja – która w przypadku zbiornika zakończy się do końca 2024 r., a w części technologicznej do końca 2027 r. – pozwoli na obniżenie kosztów pracy obiektu oraz dalszą jego eksploatację przez następne 35 lat. Podczas remontu elektrownia nie zostanie wyłączona z eksploatacji. Wyjątkiem będzie okres, kiedy realizowane będą prace na zbiorniku górnym.
W ciągu najbliższych dwóch lat zmodernizowane zostaną też dwa hydrozespoły w elektrowni szczytowo-pompowej Solina. Inwestycja ta będzie mogła być zrealizowana m.in. dzięki wygranej aukcji rynku mocy. Solina – podobnie jak wcześniej Dychów – uzyskała siedmioletni kontrakt dla jednostek zmodernizowanych.
Brunatne elektrownie szczytowe
Wśród pojawiających w ostatnich latach pomysłów na ESP są również takie, które dotyczą wykorzystania do ich budowy infrastruktury po kopalniach węgla – zarówno brunatnego, jak i kamiennego.
W tym pierwszym przypadku chodzi przede wszystkim o kompleks w Turowie. Zgodnie z koncepcją, opracowaną przez Zgorzelecki Klaster Rozwoju Odnawialnych Źródeł Energii we współpracy z Zakładem Elektrowni i Gospodarki Elektroenergetycznej Politechniki Warszawskiej oraz Krajową Izbą Klastrów Energii, odkrywka tamtejszej kopalni mogłaby posłużyć do budowy ESP o mocy 2,3 GW.
Przygotowanie swojej koncepcji ESP w Turowie w ubiegłym roku zapowiedziała też ekologiczna organizacja WWF, która w tym celu zatrudniła do pomocy Energoprojekt-Warszawa. Jak na razie o efektach tych prac nie poinformowano. Niemniej nic nie wskazuje na to, aby o ESP w Turowie myślał w przewidywalnej przyszłości jego właściciel, czyli PGE, które zakłada eksploatację kompleksu do 2044 r.
Przeszukując opracowania akademickie można też znaleźć analizy dotyczące budowy ESP w kopalni Bełchatów – zarówno odkrywki Bełchatów, jak i Szczerców. Przykładowo w 2009 r. Józef Sawicki z Wydziału Geoinżynierii, Górnictwa i Geologii Politechniki Wrocławskiej oceniał, że istnieje tam techniczna możliwość uzyskania ok. 500 MW mocy w każdej z odkrywek. Niemniej w ostatnich latach PGE komunikowało, że po zakończeniu eksploatacji kompleksu odkrywki mają zostać zalane i stać się jeziorami służącymi celom rekreacyjnym.
Energia z szybów
Nic nie wyszło natomiast z planów Jastrzębskiej Spółki Węglowej, która w ramach rewitalizacji zamykanej kopalni Krupiński zapowiadała możliwość budowy we współpracy z Tauronem elektrowni szczytowo-pompowej na bazie szybu tego zakładu.
Wstępnie zakładano, że instalacja o mocy 93 MW będzie kosztować ok. 740 mln zł. Woda miała być przepompowywana między zbiornikiem powierzchniowym na pokopalnianej hałdzie a podziemnymi wyrobiskami 800 m pod ziemią. W tym celu konieczne byłoby przebudowanie 6 km wyrobisk. Prace nad projektem zakończono jednak na etapie koncepcji.
Pomysł na energetyczne wykorzystanie pokopalnianych szybów nie odszedł jednak całkiem w niepamięć. W lipcu 2021 r. w Ministerstwie Aktywów Państwowych zawarto umowę dotyczącą powołania Śląskiego Systemu Magazynowania Energii. Jej sygnatariuszami są Instytut Techniki Górniczej KOMAG w Gliwicach, Spółka Restrukturyzacji Kopalń oraz Katowicka Specjalna Strefa Ekonomiczna.
To jeden z pomysłów wpisanych do regionalnego i krajowego Planu Sprawiedliwej Transformacji. Może to otworzyć drogę do pozyskania unijnych środków na realizację demonstracyjnych projektów. Projekt zakłada wykorzystanie czynnych szybów zlikwidowanych kopalń, znajdujących się w zasobach SRK, w charakterze grawitacyjnych magazynów energii.
Szyby te przez lata po zakończeniu wydobycia muszą nadal wypompowywać gromadzącą się na dole wodę na powierzchnię. Windy zwożące niegdyś górników do pracy zostaną zastąpione kubłami, wypełniającymi się wodą, które pod wpływem ciężaru wody opadają, wytwarzając energię w generatorze. Według zapowiedzi, pierwszy projekt w ramach tej koncepcji mógłby zostać zrealizowany jeszcze przed końcem 2023 r.
