Spis treści
Portal WysokieNapiecie.pl w marcu tego roku obszernie opisywał temat elektrowni szczytowo-pompowych (ESP), a także ich historię w Polsce oraz możliwości i potrzeby dalszego rozwoju.
Zobacz więcej: Wodne elektrownie szczytowe mogą wrócić z wielką pompą
Lepszych wielkoskalowych magazynów energii bowiem wciąż nie wymyślono, a potrzebujemy ich nie tylko by rozwijać OZE. Są też kluczowe dla bezpieczeństwa Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) w kryzysowych sytuacjach – jak w maju 2021 r. przy okazji awaryjnego odłączenia od sieci niemal całej Elektrowni Bełchatów.
Stabilność pod presją
Niedawno o znaczeniu ESP przypomniały OZE, które w niedzielne popołudnie 19 czerwca pokrywały 2/3 polskiego zapotrzebowania na energię elektryczną. Jednak późnym wieczorem, po zachodzie słońca i przejściu frontu atmosferycznego, sytuacja diametralnie się zmieniła.
Wówczas bilans energii zapewniały właśnie ESP, hydroelektrownie przepływowe ze zbiornikami i import energii, a przede wszystkim węglowe i gazowe bloki energetyczne.
Nie wszystkie elektrownie węglowe były jednak w stanie wrócić do pracy w poniedziałek. Z tego powodu PSE musiały poprosić Szwecję o pomoc w wysokości 600 MW i zamiast eksportować tam 400 MW, jakie wynikały z transakcji rynkowych (w Szwecji było drożej), to do Polski popłynęło 200 MW.
– Takie dni jak niedziela i poniedziałek pokazują jednocześnie jak ważne dla polskiego systemu elektroenergetycznego byłoby dokończenie budowy elektrowni szczytowo-pompowej Młoty w Kotlinie Kłodzkiej, planowanej pierwotnie na 750 MW – pisaliśmy w ostatnich dniach, wskazując przykład inwestycji, dzięki której zmagazynowane nadwyżki energii z OZE pomagałyby stabilizować pracę KSE.
Zobacz więcej: OZE pokryły 67% zapotrzebowania Polski na moc
Pytania bez odpowiedzi
Pytań o ESP jest zresztą o wiele więcej niż tylko Młoty, stąd od dłuższego czasu przygotowywaliśmy się do tego artykułu. Najlepszym adresatem pytań wydaje się z kolei „Zespół Ekspercki do spraw Budowy Elektrowni Szczytowo-Pompowych”, który pod koniec 2021 r. powołał premier Mateusz Morawiecki.
W jego skład weszli też m.in. przedstawiciele kilku ministerstw, a także Polskich Sieci Elektroenergetycznych, Urzędu Regulacji Energetyki, Polskiej Grupy Energetycznej, Banku Gospodarstwa Krajowego, Wód Polskich czy Lasów Państwowych. Na czele zespołu stanął natomiast prezes Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej.
Pytania o dotychczasowe efekty prac zespołu oraz jego dalsze plany skierowaliśmy do biura prasowego NFOŚiGW 10 czerwca. Niestety do chwili publikacji artykułu – mimo ponowienia pytań – nie otrzymaliśmy żadnych odpowiedzi.
Wiceprzewodniczącym tego gremium jest natomiast Ireneusz Zyska, wiceminister klimatu i środowiska oraz pełnomocnik rządu ds. OZE. W połowie maja był on gościem senackiej Komisji Gospodarki Narodowej i Innowacyjności.
Temat jej posiedzenia brzmiał „Magazyny energii elementem budowy bezpieczeństwa energetycznego Polski”, a rozwój ESP pojawił się tam epizodycznie wśród wątków obrad – w tym wypowiedziach wiceministra Zyski.
– Pierwszym z tych projektów, najbardziej zaawansowanym jest elektrownia szczytowo-pompowa w Młotach na Dolnym Śląsku. Ale są także kolejne miejsca, wskazywanych jest pięć czy może nawet sześć lokalizacji. Te obiekty powinny powstać w ciągu dekady i być stabilizatorem Krajowego Systemu Elektroenergetycznego – stwierdził Zyska.
Młoty możliwe…
Obecnym właścicielem Młotów, których budowę rozpoczęto w latach 70. ubiegłego wieku i zawieszono w kolejnej dekadzie, jest PGE. Małgorzata Babska, rzecznik spółki, pytana przez WysokieNapiecie.pl o aktualne perspektywy wznowienia inwestycji, przekazała, że „wstępne analizy wykazują możliwość kontynuacji i realizację tego projektu”.
– Wymaga to jednak zweryfikowania wcześniej wykonanych prac, zaplanowania stosownych inwestycji oraz poszukiwania odpowiednich form finansowania. Dlatego działania Grupy PGE koncentrują się obecnie na opracowaniu koncepcji technicznej oraz ekonomicznej dla tej inwestycji – wskazała Babska.
ESP Młoty o mocy 750 MW znalazły się w opublikowanym w marcu tego roku przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne „Planie rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2023-2032”.
W dokumencie operator sieci przesyłowej przewidział możliwość wykonania inwestycji potrzebnych do przyłączenia Młotów do KSE. W tym celu będzie potrzebna budowa linii 400 kV Świebodzice-Ząbkowice-Dobrzeń wraz z rozbudową stacji 220/110 kV Ząbkowice o rozdzielnię 400 kV.
Potencjalne rozpoczęcie tego zadania zaplanowano na 2023 r., a zakończenie w 2029 r., co pokazuje możliwą perspektywę czasową ku temu, aby Młoty mogły stać się wsparciem dla systemu elektroenergetycznego
…a Porąbka-Żar o wiele droższa
Jak na razie więcej uwagi PGE może przykuwać znacznie droższa od oczekiwań planowana modernizacja istniejącej ESP Porąbka-Żar niedaleko Żywca. Przetarg na tę inwestycję – w trybie dialogu konkurencyjnego – ogłoszono jesienią 2020 r. Otwarcie ofert nastąpiło natomiast 25 kwietnia 2022 r.
Okazało się jednak, że przy budżecie zaplanowanym na 246 mln zł netto (303 mln zł brutto) najtańszą ofertę złożyło GE Hydro France, Mostostal Warszawa, wyceniając pracę na 916 mln zł netto (1,126 mld zł brutto). Pozostałe oferty złożyły austriacka Voith Hydro (1,155 mld zł netto; 1,421 mld zł brutto) oraz polska spółka Zarmen (1,298 mld zł netto; 1,597 mld zł brutto).
Równo miesiąc później jako najkorzystniejszą wybrano najtańszą w stawce ofertę francusko-polskiego konsorcjum, choć jednocześnie o ponad 270 proc. droższą od planowanego budżetu.
Co istotne, w części pożyczkowej Krajowego Planu Odbudowy, w komponencie B („Zielona energia i zmniejszenie energochłonności”), wskazano dwa działania dotyczące magazynów energii o wartości 200 mln euro.
Z tej kwoty 123 mln euro zaproponowano przeznaczyć zakup i instalację przydomowego magazynu energii elektrycznej. Natomiast drugie działanie to „modernizacja istniejącego magazynu energii elektrycznej (elektrowni szczytowo-pompowej)” o mocy 540 MW, czyli w domyśle ESP Porąbka-Żar. Co prawda nie wskazano tam proponowanej kwoty, ale zapewne miałoby to być pozostałe 77 mln euro z łącznej puli 200 mln euro.
Zobacz też: Miliardy euro z KPO na energetykę bliżej, ale jeszcze nie czas otwierać szampana
Jak przekazała nam Małgorzata Babska, inwestycja będzie realizowane niezależnie od zatwierdzenia KPO i wypłaty przyznanych środków finansowych, zgodnie z przyjętym wcześniej harmonogramem projektu.
– Całkowite koszty przedsięwzięcia uległy zmianie w stosunku do założeń pierwotnych i wynikają ze złożonych ofert w zakończonych postępowaniach przetargowych. Inwestycja pozyskała wszystkie wymagane zgody korporacyjne, umożliwiające zakończenie fazy przygotowania i przejście do fazy realizacji projektu modernizacji ESP Porąbka-Żar – poinformowała rzecznik PGE.
Jednocześnie na tym etapie nie chciała precyzować, w jaki sposób i przy wykorzystaniu jakich środków grupa zamierza finalnie sfinansować to przedsięwzięcie.
Szczytowo-pompowy Tauron
Od paru miesięcy o możliwości budowy ESP, choć bez większych szczegółów, zaczęli mówić przedstawiciele Taurona. Finalnie znalazła się na ich temat wzmianka w prezentacji dotyczącej „Strategii Grupy Tauron na lata 2022-2030 z perspektywą do 2050 r.”, którą opublikowano 22 czerwca. W paru miejscach przewija się tam „wdrażanie technologii magazynowania energii, w tym elektrowni szczytowo pompowych”.
Na wspomnianej wcześniej senackiej Komisji Gospodarki Narodowej i Innowacyjności był obecny również Jerzy Topolski wiceprezes Taurona ds. zarządzania majątkiem.
– Tauron, jeżeli chodzi o wspieranie krajowego systemu na wysokim poziomie, myśli o magazynie naturalnym, o rozwoju elektrowni szczytowo-pompowej. W ramach własności grupy Tauron jest odpowiednia lokalizacja – mówił w połowie maja Topolski, dodając że mogłaby ona mieć pojemność 3500 MWh.
Ta lokalizacja to zapewne planowany jeszcze w czasach PRL projekt Rożnów II niedaleko Nowego Sącza (na zbiorniku istniejącej elektrowni wodnej Rożnów), gdy zakładano inwestycję o mocy 700 MW). Aktualnie Tauron posiada tam przepływową hydroelektrownię o mocy ponad 50 MW. W przeszłości były też plany związane m.in. z projektem Pilchowice III (612 MW) na rzece Bobrze koło Jeleniej Góry, gdzie Tauron posiada dwie małe hydroelektrownie.
Energa podzieli się doświadczeniem
Pewnym wyartykułowaniem szczytowo-pompowych ambicji Taurona było też zarządzenie premiera z końcówki maja, w którym skład eksperckiego zespołu ds. budowy ESP został poszerzony o przedstawiciela spółki.
Jednak o reprezentację w zespole wzbogaciła się także Energa, która aktualnie posiada jedną ESP – Żydowo w woj. zachodniopomorskim. Katarzyna Dziadul, główny specjalista ds. mediów w spółce przekazała portalowi WysokieNapiecie.pl, że Energa chce dzielić się doświadczeniami z eksploatacji tej elektrowni oraz prowadzenia inwestycji w OZE.
– Dlatego za zasadne uznano, aby spółka dołączyła do zespołu powołanego przez Prezesa Rady Ministrów w celu analizy potencjału tego typu obiektów w Polsce – wskazała Dziadul.
Dodała przy tym, że ESP Żydowo przeszła gruntowną modernizację, zakończoną w 2013 r., co pozwoliło m.in. zwiększyć sprawność turbin w ruchu pompowym do 93 proc. oraz moc zainstalowaną elektrowni do 167 MW. Obecnie na ma planów jej rozbudowy. Spółka nie wskazuje też zamiary budowy nowych ESP.
Cztery powody na „tak”
Inicjatorem powstania i pierwszym szefem powołanego przez premiera zespołu był prof. Maciej Chorowski, który pod koniec lutego 2022 r. został odwołany ze stanowiska prezesa Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej.
W rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl Chorowski stwierdził, że budowa nowych ESP może się przysłużyć zarówno inwestorom, jak i polskiej gospodarce z co najmniej czterech powodów.
Po pierwsze dają one możliwość magazynowania energii elektrycznej w okresach, gdy jest ona tańsza, a następnie sprzedaż w okresach dużego zapotrzebowania na energię i wyższych cen.
Po drugie, właściciel ESP będzie mógł świadczyć PSE usługi systemowe ukierunkowane na stabilizację sieci i kompensację wpływu zmiennych źródeł OZE.
Po trzecie, jest to także sposób na zwiększenie możliwości retencji wody oraz bezpieczeństwa przeciwpowodziowego, co stanowi atut dla Wód Polskich.
Natomiast czwarty czynnik to zwiększenie lokalnego potencjału rekreacyjnego i turystycznego, aktywizacja gospodarcza bezpośredniego otoczenia ESP zarówno podczas inwestycji, jak i po jej zakończeniu.
– Największe problemy mogą być związane z pozyskiwaniem zgód i decyzji środowiskowych, gdyż są to czasochłonne i restrykcyjne procedury, wymagające wielu analiz i opracowania środków zaradczych w celu zapobieżenia negatywnemu oddziaływaniu na przyrodę – ocenił Chorowski.
– Kolejne wyzwanie to pozostałe mechanizmy finansowania obok rynku mocy. Potencjalnie mogą to być środki z Funduszu Transformacji Energetyki (FTE), ale prace nad ustawą, która ma go powołać do życia, posuwają się w wolnym tempie od jesieni ubiegłego roku – podkreślił.
Zobacz więcej: Fundusz Transformacji Energetyki – drugie podejście
Zwrócił przy tym uwagę, że środki z FTE w dużej części będą traktowane jako pomoc publiczna i będą wymagać notyfikacji ze strony Komisji Europejskiej. Ponadto zgodnie z przepisami UE tylko inwestycje w ESP rozpoczęte do 2023 r. będą mogły skorzystać z pomocy publicznej.
– Po tym terminie inwestycje w ESP nie będą już traktowane jako uprawnione do pomocy publicznej. Biorąc pod uwagę to, że decyzje KE nie zapadają szybko, to odpowiednie wnioski już powinny być składane, jeśli chcielibyśmy wykorzystać FTE do finansowania ESP – zaznaczył.
Upadek bez asekuracji?
Jak przypomniał Chorowski w czasach PRL istniały ambitne plany realizacji nowych ESP, m.in. umożliwiających stabilną pracę budowanej pod Żarnowcem elektrowni atomowej. Równolegle z pogrzebaniem projektu jądrowego zaniechano też inwestycji w ESP Młoty, które miały pozwolić na magazynowanie prawie 4000 MWh energii.
– Spadek zapotrzebowania na energię związany z wygaszeniem po 1990 r. dużej części przemysłu energochłonnego spowodował, że plany budowy systemu elektrowni szczytowo-pompowych odłożono ad acta. Obecnie jesteśmy na takim etapie transformacji energetyki, że jest to najwyższy czas, a w zasadzie ostatni moment, aby do tych planów powrócić. Pozwoli to również na skapitalizowanie przynajmniej części analiz, wysiłku inżynierskiego oraz kosztów poniesionych w przeszłości – powiedział Chorowski.
W przyjętych przez rząd pod koniec marca 2022 r. założeniach do aktualizacji Polityki Energetycznej Polski do 2040 r. wskazano, że „intensyfikowane będą prace związane z rozwojem magazynów energii, w tym elektrowni wodnych szczytowo-pompowych oraz magazynów prosumenckich, które wpłyną na redukcję skutków potencjalnych zakłóceń w wytwarzaniu lub przesyle energii”.
– Dla polskiej energetyki kluczowym problemem jest czas. Jak na razie zmierzamy w stronę upadku, bo jesteśmy mocno spóźnieni w dywersyfikacji naszego miksu energetycznego źródłami i magazynami energii stabilizującymi OZE , a skala i tempo podejmowanych działań nie pozwalają stwierdzić, że będzie to przynajmniej upadek z asekuracją – podkreślił.
W swojej karierze zawodowej Maciej Chorowski był też dyrektorem Narodowego Centrum Badań i Rozwoju w latach 2016–2019, czyli w czasie gdy ruszał program badawczy „Bloki 200+”.
W jego opinii asekuracją dla transformacji polskiego systemu energetycznego powinna być też jak najszybsza implementacja bardzo obiecujących rezultatów tego programu, zakończonego w marcu 2022 r.
– Pozwoliłoby to przystosować do potrzeb KSE bloki energetyczne klasy 200 MW i niektóre większe jednostki węglowe o łącznej mocy 5-8 GW. Niestety w tym przypadku również nie widać postępów ze strony decydentów, a nawet możemy mówić o spowolnieniu procesów decyzyjnych, wynikającym z oczekiwań przez spółki energetyczne na powstanie Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego i przeniesienie do niej aktywów węglowych.
Zobacz też: Program „Bloki 200+”. Sukces, który zostanie sierotą?
Kluczowe dla miksu energetycznego
Sumując Chorowski stwierdził, że dojście do docelowego miksu energetycznego – z OZE, elektrowniami regulacyjnymi o zbliżonej dynamice do źródeł odnawialnych, a także blokami jądrowymi w podstawie systemu – wymaga szybkich inwestycji w wielkoskalowe magazyny energii, a obecnie możliwe do zbudowania są właściwie jedynie ESP.
– Nie mamy i jeszcze przez wiele lat nie będziemy mieć lepszej technologii wielkoskalowych magazynów energii. Zwłaszcza w kontekście coraz większych problemów z dostępem do metali ziem rzadkich, co ma wpływ na perspektywy rozwoju i magazynów bateryjnych. Ponadto energetyka wodna wciąż pozostaje technologią OZE o najdłuższej żywotności, co stanowi jej duży atut – podsumował Chorowski.
Zobacz też: Metale mogą wykoleić unijną transformację energetyczną
Partnerzy portalu
