Oferta kierowana jest przede wszystkim do przedsiębiorstw, które dokonują zakupu energii na podstawie umów bazujących na indeksach giełdowych. Jak wiadomo, ceny energii na giełdach zmieniają się dynamicznie, a więc dobrze jest wiedzieć jak mogą one się kształtować w przyszłości, aby móc kupić energię w okresach z najniższą ceną. Właściwy wybór momentu zakupu w dużym stopniu rzutuje na wyniki finansowe firmy. Do tego potrzebne są dokładne prognozy notowań cen SPOT i w kontraktach terminowych. ARE S.A. oferuje swoje wsparcie w tym obszarze, ponieważ posiada wieloletnie doświadczenie w prognozowaniu energetycznym, bogaty warsztat narzędziowy oraz zespół doświadczonych specjalistów. 


Jak powstanie rekomendacja zakupowa?

ARE w ramach oferty proponuje przygotowanie rekomendacji w zakresie strategii cenowej (zawarte w specjalnie przygotowanym Raporcie), które z punktu widzenia klienta będą optymalne pod względem kosztowym. 

Raport będzie zawierał:

1. Syntetyczną charakterystykę rynku energii elektrycznej i/lub gazu ziemnego w Polsce 
2. Analizę dotychczasowej strategii zakupowej energii u klienta 
3. Analizę zużycia energii elektrycznej i/lub gazu ziemnego u klienta
4. Rekomendacje w zakresie optymalnej strategii budowania ceny energii elektrycznej i/lub gazu ziemnego
5. Prognozy cen energii na TGE (ceny SPOT i w kontraktach terminowych), uwzględniające analizę ryzyka wzrostu/spadku cen  

W jaki sposób ARE pracuje nad przygotowaniem rekomendacji?

W pracy zostanie wykorzystany model cen energii elektrycznej, uwzględniający kluczowe czynniki wpływające na poziom notowań RDN:

• poziom zapotrzebowania na energię elektryczną w Krajowym Systemie Energetycznym
• przewidywane obciążenie poszczególnych jednostek wytwórczych (el. węglowe WK/WB, el. gazowe, el. biomasowe, el. biogazowe, el. wodne, el. wiatrowe, el. fotowoltaiczne, ec. zawodowe, ec. przemysłowe, pozostałe)
• planowane wyłączenia JWCD
• nieplanowane wyłączenia JWCD (na podstawie analizy historycznej)
• możliwości importowo-eksportowe energii elektrycznej i sytuację na rynkach ościennych (z uwzględnieniem ograniczeń na przesyle)
• ceny paliw pierwotnych (węgiel, gaz ziemny, biomasa)
• ceny uprawnień do emisji CO2
• pozostałe koszty środowiskowe
• koszty O&M (stałe i zmienne pozapaliwowe).

W modelu prognoz cen energii elektrycznej, uwzględnione zostaną takie elementy jak: korelacja cen energii elektrycznej z innymi czynnikami rynkowymi, relacja cen na rynku krajowym z cenami na rynkach ościennych i wpływ polityki energetycznej i regulacji rynkowych na kształtowanie się cen energii elektrycznej. 

Mechanizm formowania ceny hurtowej na rynku energii określony zostanie w oparciu o krzywą merit order (w danej chwili, do systemu włączane są tylko elektrownie o sumarycznej mocy odpowiadającej popytowi, uszeregowane w kolejności od najbardziej efektywnej, konkurujące ze sobą kosztem krańcowym - SRMC). Ostatnia z jednostek wytwórczych domykająca bilans w danej godzinie, będzie wyznaczać cenę na rynku. Przeanalizowane zostaną czynniki wpływające na obecną i przewidywaną sytuację na rynku paliw i energii w Polsce i w Europie, w tym ryzyko wystąpienia czasowych ograniczeń w dostępności paliw.

W modelu cen gazu przewiduje się wykorzystanie danych historycznych cen gaz na Rynku Dnia Bieżącego i notowań produktów terminowych (BASE, Y, Q, M) na TGE, danych z rynku TTF oraz najbardziej aktualnych projekcji cen gazu ziemnego w imporcie do UE, sporządzonych przez uznane ośrodki badawcze. Zostaną uwzględnione w projekcjach cenowych kluczowe czynniki (popytowe i podażowe) wpływające na poziom cen gazu ziemnego w Europie i Polsce, takie jak:

• poziom wydobycia krajowego
• poziom dostaw gaz skroplonego LNG
• poziom dostaw z innych kierunków, z uwzględnieniem obecnej sytuacji na rynku gazu w Europie
• poziom napełnienia magazynów gazu w kraju i w UE
• prognozy cen LNG w imporcie do UE.

W ciągu minionych 25 lat, od momentu utworzenia Agencji, zrealizowaliśmy ponad 1000 projektów, w swojej ofercie mamy między innymi bieżący monitoring rynku paliw i energii, ekspertyzy techniczne, prawne i ekonomiczne, zarządzanie indywidualnymi projektami oraz szereg innych usług doradczych. 

Dbamy o najwyższą jakość ekspertyz, a priorytetem jest dla nas jest ich obiektywność. W praktyce stosujemy indywidualne podejście do klienta, co umożliwia rzetelne określenie jego potrzeb oraz wypracowanie najbardziej optymalnego rozwiązania.

Kiedy warto sięgnąć po profesjonalną rekomendację zakupową?

W każdym momencie kiedy Państwa firma będzie składała budżet kosztowy na kolejny rok. Warto wybrać to narzędzie jako wsparcie w procesach rozeznania rynku lub w procedurach poprzedzających rozpisanie przetargu. ARE ocenia, że rekomendacja może pomóc Państwu w zakupach ad hoc, kiedy trzeba pilnie uzupełnić posiadane zasoby

Jak zamówić?

Departament Prognoz i Analiz Rynkowych (DPAR)

Dyrektor: Sławomir Skwierz

tel.: 22 444 20 18

e-mail: Ten adres pocztowy jest chroniony przed spamowaniem. Aby go zobaczyć, konieczne jest włączenie w przeglądarce obsługi JavaScript.

W przypadku sprzedaży dokument będzie musiał być przedstawiony przy sporządzeniu aktu notarialnego umowy zbycia prawa własności albo spółdzielczego własnościowego prawa do lokalu.

Przy zawarciu umowy najmu najemca ma dostać kopię świadectwa.

Nabywca lub najemca nie mogą zrzec się prawa do otrzymania dokumentu. Jeśli świadectwo już zostało sporządzone, należy podać zawarte w nim dane, w tym roczne zapotrzebowanie na energię, w ogłoszeniach o sprzedaży lub najmie nieruchomości.

Jak zastrzegło Ministerstwo Rozwoju i Technologii, ustawa nie przewiduje obowiązku sporządzania świadectwa charakterystyki energetycznej dla istniejących budynków lub ich części (lokali), które są wykorzystywane na własny użytek.

Natomiast w przypadku nowo wybudowanego budynku od 28 kwietnia świadectwo energetyczne trzeba będzie dołączyć do zawiadomienia o zakończeniu budowy obiektu budowlanego lub do wniosku o udzielenie pozwolenia na użytkowanie.

Z tego obowiązku wyłączone są domy do 70 mkw.

Brak przekazania świadectwa charakterystyki energetycznej budynku jest zagrożone karą grzywny; orzekanie będzie następować na podstawie przepisów o postępowaniu w sprawach o wykroczenia.

Osoba sporządzająca świadectwo charakterystyki energetycznej musi spełniać określone w ustawie wymagania: posiadać pełną zdolność do czynności prawnych i nie być skazana prawomocnym wyrokiem za przestępstwo przeciwko mieniu, wiarygodności dokumentów, obrotowi gospodarczemu, obrotowi pieniędzmi i papierami wartościowymi lub za przestępstwo skarbowe. Ponadto powinna ukończyć wskazane w ustawie studia lub posiadać uprawnienia budowlane.

Wykaz osób uprawnionych do sporządzania świadectw charakterystyki energetycznej można sprawdzić w centralnym rejestrze:

Podajemy link do rejestru

Ministerstwo podkreśliło, że zmiany w zakresie świadectw charakterystyki energetycznej mają na celu budowanie świadomości ekologicznej społeczeństwa i pokazanie, iż dane zawarte w świadectwie są cennym źródłem informacji o orientacyjnych kosztach utrzymania budynku (lub jego części) związanych z zapotrzebowaniem na energię. Ponadto pozwolą stwierdzić, czy budynek jest energooszczędny, czy też nie - wskazało MRiT.

Nabywca lub najemca dzięki dokumentowi będzie nie tylko świadomy przyszłych kosztów, ale również będzie miał narzędzie pozwalające mu na utwierdzenie się, że żądana cena jest np. adekwatna do stopnia energooszczędności budynku.

Według ministerstwa nowelizacja wpłynęła na większe zainteresowanie wpisem do wykazu osób uprawnionych do sporządzania świadectw charakterystyki energetycznej.

"Będzie się to przekładało na większą konkurencyjność rynkową i nie niesie ze sobą ryzyka wzrostu cen za sporządzenie świadectwa" - oceniło MRiT.

Świadectwo charakterystyki energetycznej musi być sporządzone w centralnym rejestrze charakterystyki energetycznej budynków. Zawiera m.in.: wskaźnik rocznego zapotrzebowania na energię końcową, udział odnawialnych źródeł energii w rocznym zapotrzebowaniu na energię końcową i jednostkową wielkość emisji CO2.

Postęp technologiczny w morskiej energetyce wiatrowej zaczyna przypominać rynek smartfonów. I nie są to analogie wyłącznie symboliczne, jak niezmienność idei — dla telefonów jest to od lat duży dotykowy ekran, a dla morskich turbin klasyczny pionowy układ wirnika z trzema łopatami. Choć iPhone’a 2G z 2007 roku na pierwszy rzut oka trudno odróżnić od współczesnych modeli, to są to przecież zupełnie inne urządzenia. Oczywiście poza rozmiarami (i jest to kolejne podobieństwo do offshorowych wiatraków) kolejne generacje telefonów różnią się oprogramowaniem, wydajnością procesorów, pojemnością akumulatorów, czy usługami sieciowymi.

Z kolei morskie turbiny wiatrowe, które wchodzą na rynek, mają wielokrotnie większą moc w porównaniu do modeli sprzed dekady. Wyższe wieże, dłuższe łopaty, mocniejsze generatory – rozwój technologii dotyczy jednak także nowych metod palowania, ochrony systemów kablowych, czy integracji z systemami do produkcji zielonego wodoru. Warto też zauważyć ekologiczne trendy tym sektorze.

Odpowiadając na potrzeby związane z ochroną środowiska, producenci wprowadzają łopaty, które w pełni poddają się recyklingowi i można tu zauważyć analogię, chociażby do programu Eco Rating, czyli systemu ekologicznego znakowania smartfonów. 

Standaryzacja – podobnie jak w smartfonach potrzebna, ale mało realna

Zanim przejdziemy do przeglądu największych turbin, które w 2023 mają być dostępne na rynku, warto zauważyć, że mimo wezwań do standaryzacji producenci niechętnie dzielą się technologiami, a wręcz skutecznie starają się blokować unifikację rozwiązań. W listopadzie ubiegłego roku  amerykański sąd federalny w Bostonie zabronił General Electric (GE) „wytwarzania, używania, oferowania na sprzedaż, sprzedawania, importowania lub instalowania w Stanach Zjednoczonych” morskiej turbiny wiatrowej Haliade-X po tym, jak biegli sądowi doszli do wniosku, że ​​model ten narusza patent należący do Siemens Gamesa Renewable Energy. Spór dotyczył rozwiązania układu podpór konstrukcyjnych dla turbiny, umożliwiającego przenoszenie zwiększonych obciążeń.

Co ciekawe  kilka miesięcy wcześniej firma GE złożyło pozew, twierdząc z kolei, że rozwiązania w urządzeniach Siemens Gamesa naruszają opatentowane przez GE technologie związane z obsługą sieci niskich napięć. Standaryzacja wydaje się koniecznością, szczególnie w sytuacji wyznaczania kolejnych obszarów morskich dla tej technologii, nadchodzących aukcji, zwiększonych celów krajowych i nowych strategii energetycznych. Nowe rynki morskiej energii wiatrowej będą wymagały bezprecedensowej liczby morskich turbin wiatrowych, które zostaną zainstalowane w stosunkowo krótkim czasie.

Pytanie, kto będzie ich dostawcą?

Twarda i bezpardonowa walka między czołowymi europejskimi producentami i niechęć do standaryzacji otwiera szansę dla chińskich turbin. W takim wypadku oświadczenie firmy CSSC Haizhuang opublikowane na początku stycznia podczas prezentacji 18 megawatowej turbiny brzmi wręcz złowieszczo. CSSC Haizhuang zauważa, że nowy model został opracowany z „niezależnymi prawami własności intelektualnej, które poprawiły wskaźnik nacjonalizacji turbiny, a 80% komponentów projektu, w tym łopaty, przekładnia, generator zostało dostarczonych przez rodzime firmy. 

Dalej czytamy: „To ostatecznie poprawi poziom produkcji chińskiego przemysłu sprzętu wiatrowego, prowadząc do modernizacji przemysłowej, przynosząc znaczące korzyści społeczne i ekonomiczne oraz obejmując szeroką perspektywę uprzemysłowienia (kraju)”. 

Pytanie, czy producenci europejscy zmienią swoje podejście do standaryzacji, jest analogiczne do pytania, czy wszyscy producenci smartfonów (w tym oczywiście Apple) wprowadzą jednolity system ładowania za pomocą łącza USB-C. Dla sektora offshore i europejskich producentów turbin standaryzacja wydaje się wręcz koniecznością, bo morskie farmy wiatrowe po 2030 r. mają mieć jeszcze większą skalę i będą powiązane z takimi projektami, jak wyspy energetyczne i duże zakłady produkcji zielonego wodoru.

Duży może więcej

Aby osiągnąć cele morskiej energii wiatrowej na lata 2030 i 2050 na całym świecie, a tym samym pomóc w osiągnięciu ostatecznego globalnego zeroemisyjnego celu na 2050 r., branża musi znaleźć kompromis między odpowiednią ilością znormalizowanej technologii morskiej energii wiatrowej w celu zwiększenia wolumenu a stopniową modernizacją sektora. Podstawowym wyzwaniem jest zwiększenie wydajności oraz wprowadzenie innowacji, które umożliwią szybsze przejście do technologii nowej generacji. W 2022 r. deweloperzy morskiej energetyki wiatrowej przedłożyli plany projektów rządom na całym świecie, od przybrzeżnych państw członkowskich UE po USA i nowe rynki, takie jak Brazylia. Większość planów opiera się na turbinach o mocy 15 MW i większych. Obecnie większość modeli o takich mocach jest na etapie prototypu, ale procesy wdrożeniowe zostały mocno przyspieszone – szczególnie że część modeli jest już zakontraktowana do instalacji w najbliższych latach. Na rynku pojawiają się także interesujące nowatorskie rozwiązania technologiczne w zakresie pływających farm wiatrowych i nowe odkrycia dotyczące turbin wiatrowych o pionowej osi obrotu.

Vestas V236-15.0 MW

Pod koniec grudnia 2022 r. prototypowa siłownia V236-15,0 MW firmy Vestas została zainstalowana w centrum testowym Østerild dla dużych turbin wiatrowych w zachodniej Jutlandii w Danii i wyprodukowała pierwszą energię elektryczną. Prototyp ma całkowitą wysokość 280 metrów, a jego produkcja wynosi 80 GWh/rok. Dzięki 236-metrowemu wirnikowi i 115,5-metrowym łopatom model ma powierzchnię omiatania przekraczającą 43 000 metrów kwadratowych. Jedna jednostka V236-15.0 MW jest w stanie wyprodukować wystarczającą ilość energii, aby zasilić ponad 20 000 gospodarstw domowych. Po fazie testów w Østerild nowe turbiny Vestasa mają być wykorzystanie komercyjnie na farmie wiatrowej Frederikshavn u wybrzeży Danii. W lipcu ubiegłego roku EnBW wstępnie wybrał Vestas do dostarczenia nowych morskich turbin o mocy 15 MW dla projektu He Dreiht o mocy 900 MW na niemieckim Morzu Północnym, a kilka miesięcy później Equinor i BP uznali firmę za preferowanego dostawcę turbin dla swoich projektów Empire Wind 1 i Empire Wind 2 o mocy 2,1 GW w Nowym Jorku. Nowy model będzie również wykorzystany w projekcie Atlantic Shores u wybrzeży New Jersey w USA, farmie wiatrowej Inch Cape u wybrzeży Szkocji oraz na farmie wiatrowej Baltic Power w Polskiej Wyłącznej Strefie Ekonomicznej.

Morska turbina Siemens Gamesa SG 14-236 DD - wizualizacja. Źródło: Siemens Gamesa

GE Haliade-X 14.7 MW-220

GE Renewable Energy ogłosiło na początku grudnia 2022 r., że model GE Haliade-X 14.7 MW-220 otrzymał świadectwo kwalifikacyjne DNV do pracy z mocą 14,7 MW, co daje jej tytuł największej turbiny wiatrowej z pełną certyfikacją. Proces certyfikacji tego modelu obejmował serię testów prototypu, który od 2019 roku jest zainstalowany w porcie w Rotterdamie w Holandii. Jedna morska turbina wiatrowa GE Haliade-X może wygenerować do 76 GWh rocznej produkcji energii brutto, zapewniając wystarczającą ilość czystej energii, aby zasilić równowartość 20 000 gospodarstw domowych. Sam proces certyfikat dotyczył 87 turbin o mocy 14 MW, które będą wykorzystywane w Dogger Bank C, trzeciej fazie farmy wiatrowej Dogger Bank o łącznej mocy 3,6 GW. Warto przypomnieć, że dla dwóch pierwszych faz tego projektu dostawcą jest także GE. 

Turbina podczas testów w porcie w Rotterdamie w Holandii. Źródło: materiały prasowe GE


W listopadzie 2022 r. China Three Gorges Corporation (CTG) i Goldwind Technology zaprezentowały pierwszą gondolę do morskiej turbiny wiatrowej o mocy 16 MW.

Według CTG model ma największe rozmiary zewnętrzne, największą średnicę wirnika i najlżejszą masę na w przeliczeniu na megawat na świecie. Model dysponuje wirnikiem o średnicy 252 metrów i powierzchnią omiatania około 50 000 metrów kwadratowych. Producent podaje, że turbina jest zdolna do generowania 34,2 kWh energii elektrycznej na jeden obrót, a rocznie jednostka będzie w stanie wyprodukować ponad 66 GWh energii. Co ciekawe, obie firmy pracują jednocześnie również nad mniejszą turbiną o mocy 13,6 MW, która będzie miała średnicę wirnika 252 metry.



Informacja o budowie siłowni o mocy 16 MW była dosyć zaskakująca, ponieważ ogłoszono ją krótko po tym, jak ci sami partnerzy zaprezentowali turbinę o mocy 13,6 MW. Źródło: Goldwind.

Mingyang Smart Energy MySE 16-260

W połowie 2021 r. chiński producent Mingyang Smart Energy poinformował, że pracuje nad turbiną MySE 16.0-242 o mocy 16 MW. W grudniu 2022 roku Mingyang ogłosił, że zakończył produkcję pierwszej łopaty dla tej siłowni, nie precyzując jednak jej długości, a jedynie informując, że jest to największa łopata turbiny wiatrowej na świecie zdolna wytrzymać tajfun. Na stronie internetowej producenta możemy znaleźć informacje, że pojedyncza turbina MySE 16.0-242 może generować 80 000 MWh energii elektrycznej rocznie. Dla porównania ten model będzie w stanie wytworzyć o 45% więcej energii niż poprzednia turbina MingYanga, MySE 11.0-203. Siłownia została też niedawno certyfikowana przez DNV i China General Certification Center (CGC) w zakresie projektowania. Instalacja prototypu zaplanowana jest w pierwszej połowie 2023 r. a produkcja komercyjna w pierwszej połowie 2024 r. 

CSSC Haizhuang H260-18MW 

Turbina o mocy 18 MW została zaprezentowana na targach w Dongying City w północno-wschodniej prowincji Shandong. Nowy model ma imponującą średnicę wirnika 260 metrów i jest wydajniejszy niż największe wielkogabarytowe turbiny chińskich firm, a także niż obecne modele europejskich producentów. Łopaty nowej turbiny mają powierzchnię omiatania 53 000 m2, co odpowiada siedmiu boiskom piłkarskich. Firma CSSC Haizhuang w komunikacie informuje, że układ napędowy posiada elastyczny system sterowania generatora i kąta natarcia łopat oraz zmienny moment obrotowy. Same łopaty zostały wyposażone w system redukujący zjawisko „trzepotania” końcówek łopatek. Producent twierdzi, że uzyskał zmniejszenie amplitudy drgań o 10 procent w porównaniu do poprzedniej generacji łopat. To rozwiązanie pozwoli zminimalizować wibracje w wieży turbiny i fundamentach nawet o 50 procent.

Futurologia czy perspektywa?

Prognozy rozwoju sektora na najbliższe lata zakładają zwiększenie mocy pojedynczej turbiny do 20 MW. Choć długoterminowe plany i scenariusze dla sektora offshore szacują skalę produkcji energii, to przewidywanie samej wielkości siłowni w latach 2030, czy kolejnych dekadach obarczone jest typowymi błędami predykcji ilościowej (dotyczącej samego wzrostu mocy pojedynczej turbiny). W tym wypadku mamy do czynienia także z predykcją jakościową, która zawiązana jest z prawdopodobnym pojawieniem się na rynku niedostępnych dziś rozwiązań technologicznych. Interesującą prognozę przedstawiła w ubiegłym roku Duńska Agencja Energetyczna (DEA), która zakłada, że podczas budowy wyspy energetycznej kraju na Morzu Północnym dostępne będą urządzenia o czterokrotnie większej mocy. Dokumenty opublikowane przez agencję w sierpniu ubiegłego roku w ramach procesu konsultacji społecznych wskazują, że projekt do 2040 roku może zwiększyć się z obecnie planowanych 10 GW do 40 GW. Zgodnie z dokumentem ramowym dla projektu planu strategicznej oceny oddziaływania na środowisko mogą być to nawet 500-metrowe turbiny wiatrowe o średnicy wirnika 480 metrów i mocy do 62 MW.

Oprócz wzrostu mocy siłowni, „pływającego wiatru”, technologii wodorowych, czy wysp energetycznych pojawiają się próby zwiększenia gęstości mocy za pomocą turbin wiatrowych o pionowej osi obrotu umieszczonych blisko siebie. Przyczyną dla której poszukuje się nowych rozwiązań, jest nie tylko samo zwiększenie wydajności technologii offshorowych, ale także jej ograniczenia. Głębokość morza, ukształtowanie dna, odległość od brzegu – to dla wielu państw leżących nad Morzem Północnym, czy Morzem Śródziemnym poważne wyzwania, w tym wzrost kosztów potencjalnych inwestycji. Na tym tle warunki południowego Bałtyku, w tym Polskiej Wyłącznej Strefy Ekonomicznej wydają się wręcz idealne. Możemy skorzystać z dostępnej i dojrzałej technologii już dziś, a jej postęp w przyszłych latach będzie dodatkowo napędzał polską gospodarkę, zgodnie z ideą zrównoważonego rozwoju.

Elektrownie Żarnowiec, Solina, Porąbka-Żar i Dychów, podobnie jak inne magazyny energii,  korzystały do tej pory z koncesji na wytwarzanie energii. Wynikało to z braku zdefiniowania w naszym systemie prawnym działalności magazynowania energii elektrycznej. W zależności od sytuacji, tego typu obiekty traktowane były jako wytwórcy (wprowadzający energię elektryczną do sieci) lub odbiorcy końcowi (pobierający energię). W konsekwencji na magazyny naliczane były pełne opłaty przesyłowe oraz dystrybucyjne. Co więcej, dotyczyło to również energii, która po zmagazynowaniu była dostarczana odbiorcom. Od niej ponownie była pobierana opłata za przesył i dystrybucję. 

Przełom wprowadziła nowelizacja Prawa Energetycznego z ubiegłego roku, która stworzyła prawne podstawy do rozwoju magazynów energii w Polsce. Kluczową zmianą było wprowadzenie do ustawodawstwa definicji magazynu energii i magazynowania energii. Dodatkowo magazynowanie energii zostało objętą osobną koncesją z wyznaczonym progiem mocowym na poziomie 10 MW.

Co ważne, za magazyny energii zostały uznane także elektrownie szczytowo-pompowe. To obecnie najbardziej wydajne tego typu obiekty. W Polsce największy z nich o mocy 710 MW – należący do PGE Energia Odnawialna - znajduje się w Żarnowcu. 

Zgodnie ze znowelizowanym Prawem energetycznym, magazyny energii elektrycznej są rozliczane wyłącznie za energię zużytą podczas procesu magazynowania. Oznacza to, że ponoszone przez nie opłaty są ustalane na podstawie ilości energii wprowadzonej i pobranej z sieci. W praktyce oznacza to, że im magazyn jest bardziej wydajny, tym ponosi mniejsze opłaty. Dla elektrowni szczytowo-pompowych PGE obniżki te sięgają ponad 70 proc.

Elektrownie szczytowo-pompowe zbudowane są pomiędzy dwoma zbiornikami wodnymi – górnym i dolnym. W okresie niskiego zapotrzebowania na energię elektryczną np. w nocy lub latem woda pompowana jest ze zbiornika dolnego do górnego. W godzinach szczytu następuje odwrócenie procesu.

Główną zaletą elektrowni szczytowo-pompowych jest wyrównywanie bilansu mocy w systemie elektroenergetycznym. Jest to o tyle ważne, że nie można precyzyjnie przewidzieć, jakie będzie zapotrzebowanie na moc odbiorców, ani jaka będzie rzeczywista produkcja energii przez wytwórców. Co istotne, tego typu elektrownie są w stanie błyskawicznie – w ciągu 2-3 minut – reagować na nagłe zmiany w KSE. Potrafią odebrać moc z systemu w czasie jej nadpodaży oraz dostarczyć ją w czasie zwiększonego zapotrzebowania.

Rozwój magazynów energii jest konieczny m.in. ze względu na dynamiczny rozwój odnawialnych źródeł energii w Polsce, szczególnie takich jak fotowoltaika. Nie są one źródłami o stałej dyspozycyjności, czyli ich produkcja jest całkowicie zależna od zmiennych warunków atmosferycznych. Dodatkowo ich największa generacja nie zawsze pokrywa się z godzinami maksymalnego zapotrzebowania. Magazyny mogą dostarczyć zmagazynowaną wcześniej „zieloną energię” w godzinach kiedy jest ona najbardziej potrzebna odbiorcom.

Należąca do Grupy Kapitałowej PGE spółka PGE Energia Odnawialna jest obecnie największym producentem zielonej energii w Polsce. Posiada 20 farm wiatrowych, 29 elektrowni wodnych, 4 elektrownie szczytowo-pompowe oraz 24 elektrownie fotowoltaiczne. Łączna moc zainstalowana wszystkich obiektów wynosi 2433,1 MW.