Spis treści
Jak nie jesienna Dunkelflaute, czyli bezwietrzna i pochmurna pogoda, do tego połączoną z awaryjnymi i remontowymi postojami wielu bloków energetycznych, to z drugiej strony bardzo słoneczna, wietrzna i ciepła aura wtedy, gdy zużycie energii należy do najniższych w roku, czyli w święta Bożego Narodzenia, Sylwestra i Nowy Rok.
To przykłady trudnych dla Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) sytuacji, z którymi mieliśmy do czynienia w ostatnich miesiącach. W tym pierwszym przypadku Polskie Sieci Elektroenergetyczne po raz pierwszy w historii musiały ogłosić okres zagrożenia na rynku mocy. Natomiast w drugim konieczne było wydanie przez PSE polecenia ograniczenia produkcji farmom wiatrowym – w noc sylwestrową dotyczyło to ok. 3 GW mocy wiatrowych.
Takie działanie jest konieczne wtedy, gdy z nadmiarem energii nie ma co zrobić. Procedury przewidują przed tym krokiem jeszcze polecenie ograniczenia generacji w elektrowniach systemowych, pompowanie wody w elektrowniach szczytowo-pompowych (ESP), zmniejszenie produkcji energii w elektrociepłowniach i jednostkach przemysłowych, a także eksport awaryjny do sąsiednich krajów – jeśli mogą one przyjąć nadwyżkę mocy.
Ograniczenie produkcji w Sylwestra i Nowy Rok przekroczyło 24 GWh, za co operator musiał wytwórcom zapłacić 10 mln zł, czyli tyle, ile dostaliby za normalną sprzedaż tej energii. Moc energetyki wiatrowej w Polsce sięga już 9 GW, więc takie sytuacje będą się zdarzać coraz częściej.
Co zrobić z tym prądem?
W idealnym świecie byłoby tak, że odbiorcy energii podążają za generacją – zwłaszcza, gdy pojawiają się duże nadwyżki, co powinno automatycznie przekładać się na niskie ceny. Jak na razie trudno jednak oczekiwać odbiorców takiej elastyczności, gdy nie ma odpowiednich mechanizmów, które by do tego zachęcały.
Póki co PSE próbują więc miękkiej perswazji, publikując z jednodniowym wyprzedzeniem przewidywane godziny szczytu zapotrzebowania, w których można wykazać się obywatelską postawą i wspomóc bilansowanie systemu poprzez wstrzymanie się z włączaniem pralki, przykręcenie elektrycznego ogrzewania czy wyłączenie zbędnego oświetlenia. Wkrótce odbiorcy energii będą mogli też ściągnąć aplikację na telefon z tymi informacjami.
W tej sytuacji pozostaje więc głównie budowanie – przy pomocy sowitego wsparcia z rynku mocy – nowych bloków gazowych, mogących szybko zmieniać obciążenie, z którym pracują. Ten kierunek budzi jednak kontrowersje, gdyż często są to elektrownie, a nie elektrociepłownie, które mogłyby wesprzeć dekarbonizację ciepłownictwa. Ponadto w najbliższych latach będzie to powodować wzrost zapotrzebowania polskiej gospodarki na importowany gaz.
Dopiero przy bardzo dużym udziale źródeł wiatrowych i słonecznych rola źródeł gazowych może ograniczyć się do dostaw mocy, a nie energii, a więc pracy przez np. tylko 2000-3000 godzin w roku, zamiast 5000-7000 godzin, jak przewidują ich biznes plany.
Aby zmniejszyć zapotrzebowanie na nowe jednostki gazowe, albo móc je zastępować w sytuacjach drogiego gazu na rynku, należałoby do bardziej elastycznej pracy dostosować jak najwięcej istniejących bloków węglowych oraz ustalić z Komisją Europejską mechanizm umożliwiający wydłużenie ich wsparcia. Chodzi więc o wykorzystanie efektów programu Bloki 200+, o którym już wiele razy pisaliśmy na łamach portalu WysokieNapiecie.pl.
Zobacz więcej: Modernizacja elektrowni węglowych leży odłogiem
Rząd chce żeby elektrownie węglowe miały wsparcie po 2025 r.
No i jest jeszcze magazynowanie energii – w postaci paliwa lub poprzez dostępne technologie magazynów. W pierwszym przypadku jako pierwszy na myśl przychodzi zielony wodór, wyprodukowany przez elektrolizery zasilane OZE. Jednak w Polsce ich wykorzystanie dopiero raczkuje, a na rynku nadwyżki taniej energii z farm wiatrowych czy słonecznych zdarzają się jeszcze zbyt rzadko, aby choćby zbliżały się one do poziomu opłacalności.
Podobnie jest w przypadku bateryjnych magazynów energii, choć tu widać już zmiany. W ostatniej aukcji rynku mocy udało zakontraktować pięć takich jednostek o o łącznej mocy ok. 200 MW i pojemności 700 MWh. Kolejne postępowanie na duży magazyn (o mocy do 269 MW i pojemności do 1 GWh) ogłosiła także PGE.
Zobacz więcej: Magazyny energii, Słowacja i Litwa debiutują w rynku mocy
Szczytowo-pompowe rozwiązanie problemu
W tej sytuacji technologia wodnych elektrowni szczytowo-pompowych (ESP), wykorzystywana z powodzeniem od ponad 100 lat, wciąż stanowi podstawowy sposób wielkoskalowego magazynowania energii. Jak podaje Komisja Europejska, unijne ESP o łącznej mocy 44 GW odpowiadają za prawie całą zdolność magazynowania energii w UE.
Dynamiczny rozwój OZE sprawia, że temat budowy nowych ESP jest obecny na całym świecie – nie tylko w Polsce czy Europie. Prognozując 10 najważniejszych trendów w magazynowaniu energii na 2023 r. analitycy BloombergNEF stwierdzili, że pomimo długich terminów realizacji inwestorzy i decydenci polityczni będą mocno stawiać w tym roku na ESP. W efekcie mogą się one doczekać bardziej zdecydowanych inwestycji niż inne technologie magazynowania energii.
Bardzo obszernie o specyfice pracy ESP, ich zaletach oraz historii budowy w Polsce pisaliśmy w marcu ubiegłego roku w artykule pt. Wodne elektrownie szczytowe mogą wrócić z wielką pompą. Temat kontynuowaliśmy też trzy miesiące później, gdy o potrzebie ich budowy przypomniała bardzo trudna sytuacja bilansowa w KSE.
Od tego czasu miało miejsce kilka istotnych wydarzeń w kontekście planów związanych z powstaniem nowych ESP, więc warto je uporządkować w kontekście wskazanego w tytule stwierdzenia, że to będzie kluczowy rok dla odrodzenia tej technologii w Polsce.
Po pierwsze pod koniec lipca ubiegłego opublikowano raport Rola elektrowni szczytowo-pompowych w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym: uwarunkowania i kierunki rozwoju. Dokument ten przygotował zespół ekspercki powołany przez premiera pod koniec 2021 r.
Jego kluczowym efektem jest określeniem trzech projektów nowych ESP, które mogą powstać w ciągu najbliższej niespełna dekady – wraz ze wskazaniem inwestorów i dosyć dokładnych harmonogramów realizacji. Najbardziej znanym z nich są Młoty (PGE, 750 MW), czyli przedsięwzięcie, którego dosyć mocno zaawansowaną budowę niedaleko Bystrzycy Kłodzkiej wstrzymano w latach 80. ubiegłego wieku.
Drugi to Tolkmicko (Energa z grupy Orlen, 1040 MW) nad Zalewem Wiślanym, którego koncepcja sięga lat PRL (wówczas znana jako ESP Kadyny), a trzeci – również analizowany przed zmianą ustrojową – to Rożnów II (Tauron, 700 MW) na zbiorniku istniejącej elektrowni wodnej Rożnów niedaleko Nowego Sącza.
Harmonogramy będą z gumy?
Zgodnie z harmonogramami, wskazanymi w raporcie zespołu eksperckiego, Młoty powinny zostać oddane do eksploatacji do końca 2028 r, Tolkmicko – do końca 2029 r., a Rożnów II – do końca 2030 r. Na te daty powoływała się w połowie grudnia 2022 r. również Anna Łukaszewska-Trzeciakowska, wiceminister klimatu i środowiska, podczas obrad podkomisji stałej ds. OZE i nadzoru nad inwestycjami w energetykę jądrową. Przedstawiała wówczas informację na temat „rozwoju ESP w aspekcie stabilizacji systemu energetycznego w Polsce”.
Postanowiliśmy więc zapytać poszczególnych inwestorów, czy te terminy są nadal obowiązujące, a także co z realizacją pierwszego z kamieni milowych, który wskazano w harmonogramach inwestycji, czyli przygotowaniem studiów wykonalności. Zwłaszcza, że w przypadku Młotów studium miało zostać zrealizowany do końca 2022 r.
W odpowiedzi na nasze pytania Konrad Mróz z biura prasowego PGE wskazał, że harmonogram wskazany w raporcie zespołu eksperckiego był „opracowany i zaproponowany jeszcze przed rozpoczęciem prac przygotowawczych i miał charakter szacunkowy”.
– W toku prac przygotowawczych realizowanych przez PGE określony został czas niezbędny do analizy dotychczasowej dokumentacji, jak i przygotowania studium wykonalności, które okazały się dłuższe niż wcześniej zakładano – wyjaśnił Mróz.
– Zgodnie z rekomendacją Głównej Dyrekcji Ochrony Środowiska przygotowujemy też pełną inwentaryzację przyrodniczą, którą prowadzimy już od zeszłego roku, a pełny czas jej trwania to 12 miesięcy. Zakończenie prac nad studium wykonalności planowane jest na drugi kwartał 2023 r., a zakończenie całej inwestycji na rok 2030 – dodał.
Analogiczne pytania zadaliśmy również Tauronowi, dla którego wskazano termin przygotowania studium do końca 2023 r.
– Jednym z wielu działań jakie podejmujemy w ramach realizacji nowej strategii jest budowa wielkoskalowego magazynu energii. Elektrownia Szczytowo-Pompowa Rożnów II jest na etapie planowania procesu inwestycyjnego. W tym roku planujemy opracowanie i przygotowanie dokumentacji niezbędnej do podjęcia decyzji inwestycyjnej – odpowiedział nam Łukasz Zimnoch, rzecznik prasowy Taurona.
Z kolei termin powstania studium dla ESP Tolkmicko określono w raporcie zespołu eksperckiego do końca pierwszego kwartału 2023 r. Krzysztof Kopeć, dyrektor biura prasowego Energi, w przesłanej nam odpowiedzi nie odniósł się zarówno do tego terminu, jak i do daty zakończenia inwestycji.
Wskazał jednak, że Energa Wytwarzanie prowadzi prace koncepcyjne dotyczącej tego projektu. Ponadto dodał, że „spółka aktywnie analizuje otoczenie regulacyjne oraz rynkowe wskazujące na obecne i przyszłe zapotrzebowanie na usługi związane z magazynowaniem energii”.
– Pozytywny wpływ na opłacalność realizacji inwestycji w ESP mają wprowadzone ustawowo zamiany w zakresie magazynów energii i zwolnienie ich z części opłaty dystrybucyjnej. Niemniej, dokładne ramy prawne, które wpływałyby na czas i koszt realizacji inwestycji w elektrownie szczytowo-pompowe, nie są jeszcze znane, więc w tym temacie trzeba jeszcze poczekać na przyjęcie odpowiedniej ustawy – podkreślił Kopeć.
Na trudności specustawa
Ten oczekiwany akt prawny to projekt ustawy o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie elektrowni szczytowo-pompowych oraz inwestycji towarzyszących (Numer w wykazie prac 453), który upubliczniono do konsultacji na początku listopada 2022 r.
Jego główny cel to uproszczenie i skrócenie procedur administracyjnych dzięki zastosowaniu instrumentu decyzji o ustaleniu lokalizacji inwestycji w zakresie ESP. Ułatwieniem dla tego typu przedsięwzięć ma też być zaliczenie ich do inwestycji celu publicznego. Te same zasady mają dotyczyć też zadań towarzyszących, niezbędnych do uruchomienia ESP.
Zobacz też: Elektrownie szczytowo-pompowe będą mieć swoją specustawę
Ministerstwo Klimatu i Środowiska wpisując projekt do wykazu prac legislacyjnych rządu optymistycznie założyło, że Rada Ministrów przyjmie go w czwartym kwartale 2022 r. Jednak dopiero w ostatnich dniach – po konsultacjach i opiniowaniu – skierowano go do Komisji Prawniczej. Będzie więc sporym sukcesem, jeśli projekt zostanie przekazany do prac w Sejmie w pierwszym kwartale 2023 r.
Natomiast im bliżej będzie jesiennych wyborów parlamentarnych, tym trudniej będzie zdążyć z zakończeniem całej ścieżki legislacyjnej w tej kadencji Sejmu. „Dziennik Gazeta Prawna” niedawno donosił, że rząd będzie priorytetyzować projekty, aby zdążyć uporać się przede wszystkim z tymi, które mogą stanowić skuteczny oręż w kampanii wyborczej, czyli takich jak np. 14. emerytura czy tani kredyt mieszkaniowy. ESP na pewno nie należą do tematów, które mogą zawładnąć umysłami szerokiego elektoratu.
Młoty czekają na uderzenie
Ze względu na swoją przeszłość najbardziej zaawansowanym projektem ESP są oczywiście Młoty i na nie można patrzeć z największą nadzieją pod kątem doprowadzenia. Dlatego też znalazły się one w „Planie rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2023-2032”.
W tym dokumencie PSE przewidziały 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.
Jako swego rodzaju uwierzytelnienie Młotów można też postrzegać umowę o współpracy przy tym projekcie, którą PGE podpisało na początku grudnia 2022 r. z Narodowym Funduszem Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej.
Co prawda w obszernym komunikacie podkreślającym znaczenie Młotów dla energetyki, ekologii i gospodarki nie sprecyzowano, czego konkretnie ta współpraca ma dotyczyć, ale można się domyślić, że chodzi o wsparcie finansowe ze strony NFOŚGW. Ma on bowiem być operatorem planowanego Funduszu Transformacji Energetyki (FTE), z którego będzie można finansować m.in. inwestycje w magazyny energii.
Zobacz też: Fundusz Transformacji Energetyki – drugie podejście
FTE będzie finansowany z 40 proc. środków uzyskanych ze sprzedaży na aukcjach praw do emisji CO2 w latach 2023-30. Do tego zaliczone zostanie 50 proc. kwoty ze sprzedaży puli uprawnień niewykorzystanych w ramach derogacji. Maksymalny limit wydatków FTE do 2031 r. ustalono na 112,4 mld zł.
Jednak jak na razie związany z jego powołaniem projekt nowelizacji ustawy o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych oraz niektórych innych ustaw (Numer z wykazu UA7) również łapie poślizg. Resort klimatu zakładał, że zostanie on przyjęty przez rząd w czwartym kwartale 2022 r., ale prace wciąż nie wyszły z etapu konsultacji i opiniowania.
Warto jeszcze zwrócić uwagę, że Młoty mają politycznego opiekuna w postaci Michała Dworczyka, czyli do niedawna szefa kancelarii premiera, a obecnie ministra bez teki. Od dwóch kadencji Sejmu jest on posłem PiS z okręgu wałbrzyskiego, który swym zasięgiem obejmuje również powiat kłodzki. W nim natomiast, w gminie Bystrzyca Kłodzka, znajdują się Młoty.
Dworczyk w ostatnich latach zaangażował się w temat dokończenia tej inwestycji – zarówno na poziomie związanym z powołanym przez premiera zespołem eksperckim, jak i lokalnie. Stąd m.in. całkiem niedawno, bo 19 stycznia tego roku, informował w mediach społecznościowych, że podczas wizyty w Kotlinie Kłodzkiej wziął udział w spotkaniu dotyczącym planowanej ESP.
– Dziękuję mieszkańcom za wszystkie głosy, zarówno te popierające budowę jak i te krytyczne, wywołane w dużej mierze niepokojem i emocjami jakie wzbudza niedokończona inwestycja. Brak jasnej decyzji w sprawie dokończenia budowy spowodował, że mieszkańcy m.in. sołectw Młoty i Spalona od lat żyją w niepewności, a ich codzienne funkcjonowanie obwarowane jest szeregiem ograniczeń. Chcemy to zmienić. Mam nadzieję, że doprowadzimy do szczęśliwej realizacji inwestycji – obiecywał Dworczyk.
Koszt tego przedsięwzięcia jest szacowany nawet na 5 mld zł, choć pewnie nie zdziwi finalnie wyższa kwota, biorąc pod uwagę inflację. Niezależnie od tego można zakładać, że w roku wyborczym PiS będzie zależało na tym, żeby doprowadzić przynajmniej do jakiegoś symbolicznego wydarzenia, przesądzającego o wskrzeszeniu projektu ESP Młoty.
PGE proponuje zmiany w rynku mocy
Nowe elektrownie szczytowo-pompowe oczywiście mogą uczestniczyć w rynku mocy. ESP jako jednostki zeroemisyjne są uprawnione do wsparcia w wydłużonym, 17-letnim okresie.
Zgodnie z obowiązującymi przepisami ustawy o rynku mocy, ostatnia aukcja mocy odbędzie się w 2025 r. i będzie dotyczyła jednostek uruchamianych w 2030 r. Dlatego w raporcie zespołu eksperckiego w harmonogramie inwestycji dla Młotów wpisano udział w aukcji rynku mocy w 2024 r., a dla Tolkmicka i Rożnowa II – w 2025 r.
Zatem inwestorzy muszą zatem przyłożyć się do procedur środowiskowych i administracyjnych, żeby móc zgłosić się do aukcji z projektem możliwym do uruchomienia w wymaganym przez PSE terminie. W innym razie pozostanie liczyć, że Polsce uda się wynegocjować z Komisją Europejską wydłużenie mechanizmu rynku mocy.
W konsultacjach specustawy PGE zwróciła nawet uwagę, że „realizacja inwestycji w zakresie ESP jest czasochłonna z uwagi na konieczność wybudowania dużych obiektów hydrotechnicznych i ich napełnienia, którego tempo zależy bezpośrednio od warunków pogodowych. W konsekwencji dużym prawdopodobieństwem budowa może trwać dłużej niż 5 lat”.
– Z uwagi na fakt, że aukcje są rozstrzygane w piątym roku poprzedzającym okres dostaw, udział w aukcji przez dysponującego ESP wiąże się z ryzykiem niewywiązania się przez niego z obowiązku mocowego, jeśli powstanie, na skutek niezakończenia budowy przed rozpoczęciem okresu dostaw, oraz zapłaty kary z tego powodu. Z punktu widzenia harmonogramu budowy ESP jej zakończenie zwykle następuje po upływie więcej niż 5 lat od momentu rozpoczęcia budowy – podkreśliła PGE.
Dlatego spółka zaproponowała dodanie przepisów zwalniających inwestora ESP z płacenia kar za opóźnienie w dostarczeniu dokumentów poświadczających gotowość inwestycji do realizacji umowy mocowej w pierwszych latach jej świadczenia. Ponadto PGE wskazała, że, w przypadku ESP, której budowa może zostać nieukończona w ciągu pięciu lat, powinno się także wprowadzić regulację zapobiegającą rozwiązaniu umowy mocowej.
– W związku z tym, zaproponowano rozwiązanie zgodnie z którym umowa mocowa ulega rozwiązaniu jeżeli dotyczyła elektrowni szczytowo-pompowej a dostawca mocy nie spełnił wymagań, o których mowa w art. 52 ust. 2 ustawy o rynku mocy, przed zakończeniem czwartego roku dostaw albo przed zakończeniem trwania umowy mocowej, jeżeli została zawarta na mniej niż cztery lata dostaw – wskazała PGE.
Ministerstwo Klimatu i Środowiska w podsumowaniu konsultacji w stosunku do tych propozycji wskazało tylko, że są one „do dyskusji z PSE”.
Komisja ma oko na państwową pomoc
W raporcie zespołu eksperckiego podkreślono również, że zgodnie unijnym prawem dla projektów strategicznych, tj. projektów o dużej skali i znaczeniu, takich jak np. ESP, przewiduje się specjalne procedury i zasady przyznawania finansowania.
– Niezależnie jednak od źródła pomocy inwestycyjnej na magazyny energii należy zwrócić uwagę na warunki udzielania takiej pomocy, które określa Komunikat Komisji Europejskiej – Wytyczne w sprawie pomocy państwa na ochronę klimatu i środowiska oraz cele związane z energią z 2022 r. – wskazano w raporcie.
– Zgodnie z pkt. 377 Wytycznych, w przypadku „niezależnego magazynowania energii” (ang. stand-alone electricity storage) zastosowanie mają warunki dotyczące wspierania infrastruktury energetycznej – jednakże tylko w ramach okresu przejściowego kończącego się 31 grudnia 2023 r. – dodano.
Oznacza to, że ewentualna pomoc inwestycyjna dla magazynów takich jak ESP powinna uzyskać akceptację KE i zostać przyznana inwestorowi do końca 2023 r.
W dodatkowych wyjaśnieniach KE wskazała też, że po zakończeniu okresu przejściowego pomoc na instalacje „niezależnego magazynowania energii” będzie mogła być przyznawana wyłącznie w przypadku projektów będących przedmiotem wspólnego zainteresowania (PCI) lub w przypadku magazynów będących własnością, utworzonych lub obsługiwanych przez operatorów systemu dystrybucyjnego czy przesyłowego, zgodnie z odpowiednimi regulacjami dyrektywy w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej.
Niedawno, w grudniu 2022 r., KE informowała o zaakceptowaniu wsparcia w wysokości ponad 26 mln euro dla wodnej ESP w Finlandii, która będzie wykorzystywać podziemną infrastrukturę po kopalni metali. Obiekt o mocy 75 MW i pojemności 530 MWh ma zostać oddany do użytku do końca 2025 r.
Pomysłów na kolejne inwestycje nie brakuje
Poza projektami Młoty, Tolkmicko i Rożnów II, na których opierają się obecne plany związane z budową nowych ESP w Polsce, raport zespołu eksperckiego wzmiankuje jeszcze o kilku innych pomysłach na lokalizację tego typu obiektów. Wśród nich znajdują się też m.in. planowane w czasach PRL projekty: Pilchowice III (na Bobrze, moc 612 MW), Niewistka (na Sanie, 1000 MW) czy Sobel (na Dunajcu i Brzynie, 1000 MW).
Co jakiś czas w sferze pomysłów pojawiają się też projekty zagospodarowania chodników i szybów kopalnianych jako głębinowych elektrowni szczytowo-pompowych, podobnych do takiej powstającej w Finlandii czy projektów rozwijanych w Niemczech.
ESP Turów i ESP Bełchatów?
Do tego dochodzą też pomysły związane z wykorzystaniem odkrywek kopalni węgla brunatnego w Bełchatowie i Turowie, gdy te kompleksy zakończą działalność. Zgodnie z obecnymi założeniami Elektrownia Bełchatów ma zakończyć działalność w 2036 r., a Elektrownia Turów w 2044 r.
Kilkanaście lat temu Józef Sawicki z Wydziału Geoinżynierii, Górnictwa i Geologii Politechniki Wrocławskiej oceniał, że w Bełchatowie istnieje techniczna możliwość uzyskania po ok. 500 MW mocy w ESP w obu tamtejszych odkrywkach.
Z kolei w ostatnich latach w koncepcji dla Turowa, którą opracował Zgorzelecki Klaster Rozwoju Odnawialnych Źródeł Energii we współpracy z Zakładem Elektrowni i Gospodarki Elektroenergetycznej Politechniki Warszawskiej oraz Krajową Izbą Klastrów Energii, wskazano, że odkrywka tamtejszej kopalni mogłaby posłużyć do budowy ESP o mocy nawet 2,3 GW.
– PGE GiEK rozważa różne warianty zagospodarowania wyrobisk i zwałowisk. Między innymi również brane są pod uwagę ew. wykorzystanie tych terenów pod budowę – informowała nas w 2021 r. PGE.
– Z technicznego punktu widzenia jest to [budowa ESP w Turowie i Bełchatowie – red.] możliwe. Jednak ze względu na specyfikę każdej lokalizacji wymaga to każdorazowo wykonania Studium Wykonalności. Na obecnym etapie nie było prowadzonych szczegółowych analiz w w tym zakresie. Ich wykonanie wymaga zgromadzenia dużej ilości danych wsadowych, w tym określenia docelowego planu rekultywacji terenów pogórnicznych – uzasadniała spółka.
Najprawdopodobniej przez ostatnie lata żaden z tych projektów nie doczekał się jednak choćby próby przeprowadzenia takich analiz, choć – jak można było usłyszeć od przedstawicieli PGE GiEK jeszcze kilka lat temu – jeżeli wyrobiska i zwałowiska miałyby posłużyć jako zbiornik górny i dolny ESP, to już teraz kopalnia powinna je usypywać w odpowiedni sposób, przygotowując pod obciążenie wodą za 20 lat.
Tymczasem, zgodnie z obecnymi planami rządu, obie kopalnie mają wkrótce trafić do Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego. Więc finalnie to w przyszłości państwo będzie miało na głowie to, w jaki sposób wykorzystać te tereny.
Excele musza się zgadzać
Chociaż trudno dziś przecenić rolę magazynów energii w miksie energetycznym przyszłości, opartym na farmach wiatrowych, słonecznych i być może atomie, to jednak opłacalność ESP w przyszłości nie jest wcale pewna. Już w 2015 r. Młoty mogły otrzymać wsparcie z unijnego programu PCI, ale ówczesny właściciel projekt – francuski EDF – ostatecznie zrezygnował z tych pieniędzy i budowy, obawiając się, że projekt będzie nierentowny.
Potencjalnym zagrożeniem dla ESP może być także szybki rozwój technologii magazynów elektrochemicznych, które przez ostatnie 30 lat taniały i poprawiały swoje osiągi właściwie z roku na rok i wszystko wskazuje na to, że w horyzoncie najbliższych dwóch dekad utrzymają ten kierunek.
Jednak, nie mając pewności co do rozwoju alternatywnych technologii magazynowania, rząd i energetycy powinni zrobić wszystko, aby odmrozić projekty budów ESP Młoty, Tolkmicko oraz Rożnów II i zadbać o wprowadzenie mechanizmów, które doprowadzą do zaświecenia się inwestorskich exceli na zielono. Jedno jest pewne – magazynów energii polska energetyka będzie w przyszłości potrzebowała coraz więcej. Szkoda byłoby zmarnować potencjał, który mogą stanowić elektrownie szczytowo-pompowe.
