PGE pokazuje koszty węgla, pomija koszt wody. Mapa: czego zabrakło w strategii do 2035 r.

Zaktualizowana strategia PGE do 2035 r. nie zawiera bilansu wodnego ani oceny ryzyka wodnego, choć 15 z 19 istniejących i planowanych jednostek grupy leży na obszarach, gdzie wskaźnik stresu wodnego WEI+ przekracza 40% co najmniej przez kwartał. Organizacje przyrodnicze żądają, by spółka upubliczniła ocenę ryzyka wodnego, zanim zapadną kolejne decyzje inwestycyjne.

19 października spółka PGE przedstawiła zaktualizowaną strategię grupy do 2035 r. Ponad 70% z 210 mld zł nakładów do 2035 r. na iść na OZE, magazyny i sieci. Rozwój OZE wymusza szybsze odejście od węgla. Jak przyznaje spółka segment węglowy pozostaje w niej deficytowy (strata 3,3 mld zł w 2030 r. i 1,5 mld zł w 2035 r.), spółka nie podaje dat wyłączeń elektrowni, a po 2028 r. zabiega o dodatkowy mechanizm finansowania ich utrzymania. Strategia zakłada też ok. 8 GW mocy gazowych (9,6 GW z ciepłownictwem). 

Z kolei, transformacja Bełchatowa i Turowa ma oznaczać m.in. magazyny energii, centra danych, nowy blok gazowy w Turowie i badania nad energetyką jądrową.

Organizacje przyrodnicze doceniają, że PGE zaczyna mówić o przyszłości regionów węglowych, ale zwracają uwagę na brak bilansu wodnego.

Księgowi i audytorzy nie pozwoliliby na podwójne księgowanie tych samych wydatków. Tymczasem ta sama woda jest w planach PGE jednocześnie przeznaczona na rekultywację odkrywek, chłodzenie bloków i centra danych. Czas, by spółka modelowała pobór wody równie rzetelnie jak CAPEX i EBITDA 

– komentuje Kuba Gogolewski z Fundacji Mission Possible.

PGE liczy straty na węglu, ale nie liczy kosztów wody 

W liczącej ok. 100 slajdów strategii nie ma analizy ryzyka wodnego. Wśród kryteriów, według których PGE będzie oceniać kolejne inwestycje (slajd 44), są m.in. przychody z rynku mocy, dostawy turbin lub silników, finansowanie projektowe i wycena ryzyka zmienności, ale nie ma oceny dostępu do wody.

Duże bloki zależą nie tylko od dostępności paliwa gazowego, które Polska importuje, ale także od wody, która notowała w tym roku najniższe przepływy nad polskimi rzekami. Skoro decyzje o Turowie, Opolu, gdzie spółka planuje duże bloki gazowo-parowe typu CCGT jeszcze nie zapadły, to jest moment, by o lokalizacji i technologii chłodzenia decydowały zmiana klimatu oraz perspektywa dostępu do zasobów wodnych, a nie wyłącznie rynek mocy

– komentuje Radosław Gawlik ze Stowarzyszenia Ekologicznego EKO-UNIA.

Mapa pokazuje czego zabrakło

Mapa opracowana przez Towarzystwo na rzecz Ziemi we współpracy z Pracownią na rzecz Wszystkich Istot pokazuje, że 15 z 19 elektrowni i elektrociepłowni PGE, m.in. Bełchatów, Opole, Rybnik i Dolna Odra, leżą na obszarach, gdzie wskaźnik stresu wodnego WEI+ przekracza 40% co najmniej przez kwartał. 

W Rybniku powstaje elektrownia gazowa (883 MWe) z otwartym, a więc najbardziej wodochłonnym systemem chłodzenia. Otwarty system chłodzenia ma też Dolna Odra (1366 MWe). Pominięcie wielkości zasobów wodnych  może mieć konsekwencje: w lipcu 2025 r. Wojewódzki Sąd Administracyjny w Warszawie uchylił pozwolenie zintegrowane dla nowej elektrowni gazowej Dolna Odra, wskazując na brak odpowiedniej kontroli przepływu nienaruszalnego w Odrze. 

Niestety zamknięty obieg chłodzenia, często też nie rozwiązuje problemu. 

Obieg zamknięty może nie być wystarczającym rozwiązaniem na terenach ze stresem wodnym. Bełchatów i Turów pobierają mniej wody, ale zużywają ją bezpowrotnie, bo odparowuje w chłodniach kominowych, a leżą w regionach o dużym stresie wodnym. Wody jeszcze wystarcza ale na jak długo? Wskaźnik WEI+ przekraczający 40% oznacza, że zasoby wodne w danej zlewni są pobierane w sposób wysoce niezrównoważony. Już dziś problemy z dostępem do wody ma wyposażona w zamknięty system chłodzenia należąca do PGE zasilana gazem elektrociepłownia w Rzeszowie. W 2022 roku naruszała wartość przepływu biologicznego w Wisłoku przez 27 dni 

– komentuje Robert Wawręty z Towarzystwa na rzecz Ziemi, współautor raportu „Elektrownie węglowe i gazowe w kryzysie wodnym”.

Warto wspomnieć, że z problemem dostępu do wody będzie się mierzyć również budowana elektrownia gazowa w Rybniku mimo, że jest zlokalizowana nad zbiornikiem zaporowym na rzece Ruda. Jest wyposażona w otwarty system chłodzenia i nadal z nią będą pracować jednostki węglowe z zamkniętym obiegiem chłodzącym

– dodaje Wawręty.

Organizacje przypominają, że Państwowy Instytut Geologiczny ogłosił stan suszy dla 15 województw na cały październik 2026 r. 

Woda to trzecie paliwo

Problem dostrzega także operator systemu. Prezes PSE Grzegorz Onichimowski mówił podczas panelu „Energetyka 2035: scenariusze dla Polski” na Energy Days w Katowicach: „Dzisiaj to woda staje się tym trzecim paliwem najmniej dostępnym. Mówimy o gazie, mówimy o węglu, a często zapominamy o wodzie, która dzisiaj jest jednym z elementów potencjalnie tworzących kryzysowe sytuacje w systemie”. 

Skoro operator systemu mówi o wodzie jako o ryzyku dla systemu, to największa grupa energetyczna nie może tego pomijać w strategii. Inwestycje, które mają pracować przez dekady, trzeba oceniać pod kątem dostępności wody w coraz częstszych suszach i upałach 

– mówi Katarzyna Wiekiera ze Stowarzyszenia Pracownia na rzecz Wszystkich Istot.

Żądania

Organizacje oczekują, że PGE, zanim zapadną decyzje inwestycyjne:

• upubliczni ocenę ryzyka wodnego dla każdej nowej lokalizacji,
• zrezygnuje z budowy nowych obiegów otwartych,
• przedstawi plan przejścia z obiegów otwartych w istniejących jednostkach na technologie mniej wodochłonne (np. chłodzenie suche lub hybrydowe),
• uzupełni strategię o pobór i zużycie wody lokalnie i w skali dorzeczy,
• oceni ryzyko suszy i upałów dla planowanych inwestycji,
• oceni lokalizację nowych sektorów (m.in. centrów danych) na terenach odkrywek.