Ile może kosztować nowa elektrownia-szczytowo pompowa, a więc naturalny magazyn energii na trudne czasy? Takich elektrowni jest obecnie w Polsce sześć, a mają być trzy kolejne. Polska Grupa Energetyczna, która planuje taką inwestycję na Dolnym Śląsku, nie zdradza kosztów, ale naukowcy oszacowali wydatki na ok. 6,2 mld zł.
Przedstawiciele Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią Polskiej Akademii Nauk przedstawili na konferencji Szkoła Eksploatacji Podziemnej najważniejsze założenia ekonomiczne projektu elektrowni szczytowo-pompowej Młoty o mocy 750 MW. Ta inwestycja PGE jest najbliżej realizacji z trzech, które planują spółki energetyczne. Ich realizację umożliwi przyjęty w tym tygodniu przez rząd projekt ustawy o elektrowniach szczytowo-pompowych, które zgodnie z założeniami rządu mają pełnić rolę magazynów energii.
Czytaj więcej
Specustawa ma usprawnić budowę elektrowni wodnych, które mają służyć jako magazyny energii. Spółki są jednak na wstępnym etapie prac.
Pierwszy miałby powstać – zgodnie z szacunkami właściciela projektu, czyli PGE – w 2030 r. Przyjrzymy się bliżej tej inwestycji. Instytut przedstawił trzy scenariusze jej opłacalności. – Scenariusze opierają one na rynku mocy (instrument wsparcia finansowego – red.), z którego dochody łatwo zaplanować, ale i cenach energii na rynku, co jest trudniejsze, a jednocześnie jest kluczowe dla rentowności inwestycji – mówił dr Michał Kopacz z IGSMiE PAN. Z analiz instytutu wynika, że nakłady inwestycyjne na modernizacje tego niegdyś zaniechanego projektu mogą wynosić 1,32 mld euro, co w przeliczeniu daje ok. 6,2 mld zł. Dla porównania, jedna z najnowocześniejszych w Polsce elektrowni węglowych w Jaworznie – o mocy 910 MW – kosztowała ok. 6 mld zł.
Eksperci obliczyli także koszty operacyjne projektu Młoty. – Największą składową są koszty zakupu energii. Sztuka polega na jej zakupie, ale i sprzedaży i oddaniu do sieci. Z tego tytułu płyną przychody – wyjaśniał Kopacz. Jak wynika z założeń rozkładu kosztów, ich wartość może wynosić średnio 260 mln euro, ale w efekcie zmienności ceny energii na giełdzie może to być od 85 do 540 mln euro.
Kopacz wskazuje, że sam zakup energii stanowi nawet 90 proc. wszystkich kosztów. Analogicznie wygląda kwestia przychodów. Ich średnia wartość wynieść może ok. 285 mln euro, a zakres przychodów waha się między 110 a 630 mln euro. – Dla scenariusza bazowego, kiedy instalacja pracuje na maksimum swoich możliwości i w pełni korzysta z możliwości, jakie daje TGE oraz rynek mocy – okazuje się być bardzo rentowną.
Jak tłumaczy Kopacz, to efekt zmienności dobowej ceny energii, która poprzez coraz większy udział zależnych od pogody OZE rośnie. Daje to 545 mln euro rocznie wartości oczekiwanej NPV (przepływów finansowych). Jednak jeśli możliwość korzystania ze zmienności cen na TGE spadnie ze 100 proc. do 80 proc., to wówczas efektywność projektu spada do 55 mln euro. W trzecim scenariuszu, kiedy przychody z TGE spadłyby do 60 proc. i byłyby one generowane przez udział w rynku mocy, to wówczas projekty mogą być nieefektywne i przynosić stratę 315 mln euro.
Efektywność ekonomiczna elektrowni jest związana z uwarunkowaniami naturalnymi rzek i zbiorników wodnych. – Należałoby je zaprojektować do oczekiwanej zmienności arbitrażu cenowego w przyszłości. To powinien być kierunek prac projektowych, inaczej byłyby to projekty silnie dotowane przez państwo, obecnie niegotowe do utrzymania takich instalacji – dodał dr Kopacz, jednak podkreślając, że co do zasady takie instalacje są Polsce potrzebne.
