Pływająca fotowoltaika (Floating PV) – potencjał na polskich zbiornikach

Dlaczego panele na wodzie dają więcej prądu niż na dachu

Wysoka sprawność operacyjna systemów typu floating PV wynika bezpośrednio z termodynamiki procesów zachodzących na styku modułu i lustra wody.

Panele fotowoltaiczne umieszczone na wodzie są naturalnie chłodzone przez odparowanie cieczy oraz konwekcję wymuszoną ruchami mas powietrza nad zbiornikiem, co pozwala uzyskać nawet o 15 % więcej energii z tej samej mocy zainstalowanej niż w przypadku systemów lądowych.

Kluczowym parametrem technicznym jest tutaj temperatura pracy ogniwa (NOCT), która w środowisku wodnym pozostaje o 8–10 °C niższa niż na dachu budynku. Niższa temperatura modułu bezpośrednio przekłada się na mniejsze straty napięcia, co jest istotne przy wykorzystaniu nowoczesnych technologii takich jak bifacjalne moduły typu glass-glass, zdolne do generowania energii również z promieniowania odbitego od tafli wody (efekt albedo).

Inwestycje takie jak zbiornik Janiszew (farma o mocy 60 MW w gminie Brudzew) dowodzą, że integracja z falownikami hybrydowymi, np. marki Sungrow, pozwala na stabilne zarządzanie przesyłem energii do sieci elektroenergetycznej. Zmniejszone zapylenie paneli na zbiornikach wodnych redukuje zjawisko tzw. soilingu, czyli osadzania się zanieczyszczeń ograniczających absorpcję fotonów. Woda pod platformami działa jak naturalny radiator, utrzymując stabilność parametrów elektrycznych krzemu krystalicznego nawet w okresach ekstremalnego nasłonecznienia. Dlatego deweloperzy tacy jak firma Antamion kładą nacisk na wybór komponentów o niskim współczynniku temperaturowym Pmax, co dodatkowo optymalizuje roczny uzysk energetyczny.

Poniższa tabela przedstawia porównanie średnich temperatur powierzchni roboczej modułów fotowoltaicznych w warunkach wysokiej irradiancji, w oparciu o dane operacyjne z farmy w Brudzewie (powierzchnia 38 ha, moc 60 MW).

Lokalizacja instalacji	Dzień 1 (30°C otoczenia)	Dzień 2 (32°C otoczenia)	Dzień 3 (35°C otoczenia)
Dach budynku (kąt 35°)	58 °C	62 °C	68 °C
Grunt (wolnostojąca)	52 °C	55 °C	61 °C
Woda (Floating PV)	44 °C	46 °C	51 °C

Redukcja temperatury modułu o każdy 1 °C powyżej wartości STC (Standard Test Conditions) pozwala na uniknięcie spadku mocy o około 0,4–0,5 %. W skali roku instalacja na wodzie zajmuje mniej miejsca niż tradycyjna farma na gruncie, oferując jednocześnie wyższą gęstość mocy z hektara powierzchni. Pływające systemy fotowoltaiczne są odporne na niekorzystne warunki atmosferyczne dzięki zastosowaniu elastycznych systemów kotwienia, które kompensują zmiany poziomu lustra wody oraz parcie wiatru.

Atlas nieczynnych zbiorników Polski – gdzie wystartuje kolejna farma

Potencjał polskiego rynku FPV (Floating Photovoltaics) jest ściśle powiązany z rekultywacją terenów poprzemysłowych oraz wykorzystaniem sztucznych zbiorników retencyjnych. Bank Światowy szacuje, że w skali globalnej istnieje ponad 6600 dużych zbiorników wodnych o wysokim potencjale, co przekłada się na możliwość zainstalowania 4000 GW mocy. W Europie, przy zajęciu zaledwie 10 % powierzchni dostępnych akwenów, potencjał ten wynosi 157 GW. Polska dysponuje znaczną liczbą wyrobisk pokopalnianych, które po procesie zalania stają się idealnymi lokalizacjami dla instalacji floating PV.

Obecnie zidentyfikowano kilka kluczowych lokalizacji, które są na różnym etapie przygotowania inwestycyjnego lub eksploatacji:

• Żarnowiec (województwo pomorskie) – planowana elektrownia na zbiorniku retencyjnym o mocy minimum 74 MW, co uczyni ją jedną z największych w Unii Europejskiej; najbliższy Punkt Głównego Zasilania (GPZ) znajduje się w odległości ok. 1,5 km.
• Czarne Błoto (województwo kujawsko-pomorskie) – działająca instalacja pilotażowa o mocy 0,5 MW, zlokalizowana w pobliżu GPZ Toruń Północ (ok. 4 km).
• Wyrobiska węgla brunatnego w regionie konińskim – tereny poeksploatacyjne z potencjałem na kilkaset MWp, zintegrowane z istniejącą infrastrukturą przesyłową po elektrowniach konwencjonalnych.
• Gdańsk – pierwsza w Polsce pilotażowa pływająca farma z 2022 r. składająca się ze 110 dwustronnych paneli 450 Wp typu glass-glass firmy ZNShine.

Aspekt prawny realizacji takich inwestycji wymaga ścisłej współpracy z organami administracji wodnej. Zgodnie z art. 49 ustawy Prawo wodne z dnia 20 lipca 2017 r. (t.j. Dz.U. 2023 poz. 1478), posadowienie obiektów pływających na wodach powierzchniowych wymaga uzyskania zgłoszenia wodnoprawnego lub pozwolenia wodnoprawnego. Inwestor musi wystąpić o stosowne uzgodnienia do właściwego terytorialnie organu, jakim jest Regionalny Zarząd Gospodarki Wodnej w Gdańsku lub Poznaniu. Cała procedura administracyjna, obejmująca uzyskanie decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach, trwa zazwyczaj od 4 do 6 miesięcy.

Warto podkreślić, że pływająca farma fotowoltaiczna zmniejsza parowanie wody poprzez zacienianie zbiornika, co jest kluczowe dla retencji w okresach suszy hydrologicznej. Instalacje pływające mogą zmniejszyć parowanie nawet o 60 %, co czyni je cennym narzędziem w gospodarce wodnej. Ponadto rzucany cień ogranicza kwitnienie glonów i eutrofizację zbiorników, poprawiając parametry fizykochemiczne wody. Przed przystąpieniem do projektowania należy jednak zweryfikować, czy dany zbiornik jest ujęty w planie gospodarowania wodami na obszarze dorzecza.

Koszt inwestycyjny floating PV – czy nadal 25 % drożej niż grunt

Analiza ekonomiczna technologii floating PV wskazuje na dynamiczny spadek kosztów kapitałowych (CAPEX) w ostatnich latach. O ile w 2020 r. instalacja pływająca mogła kosztować o 25 % więcej niż systemy na lądzie, o tyle w 2024 r. różnica ta stopniała do poziomu około 8–10 %. Wyższe koszty początkowe są kompensowane przez wyższe uzyski energetyczne oraz brak konieczności dzierżawy drogich gruntów rolnych. Raport „World Bank 2023 – Where Sun Meets Water” wskazuje, że technologia ta staje się konkurencyjna szczególnie w regionach o wysokich cenach ziemi.

Struktura kosztów dla nowoczesnej farmy pływającej w 2024 roku, w oparciu o uśrednione dane rynkowe liderów takich jak BayWa r.e. (obsługująca ok. 75 % rynku europejskiego), prezentuje się następująco:

Pozycja kosztowa	Szacunkowy koszt (EUR/kWp)	Udział w całkowitym CAPEX (%)
Moduły fotowoltaiczne (Bifacial)	280	35 %
Platformy pływające i pływaki HDPE	200	25 %
System kotwienia i cumowania	80	10 %
Inwertery i infrastruktura AC/DC	120	15 %
Montaż, logistyka i kable wodne	120	15 %

Porównanie wskaźnika LCOE (Levelized Cost of Electricity) wykazuje, że mimo wyższego nakładu początkowego, jednostkowy koszt wytworzenia energii może być niższy niż w instalacjach gruntowych. Dla projektu o mocy 60 MW w Brudzewie (inwestycja rzędu 220 mln zł), LCOE wynosi około 0,048 EUR/kWh, podczas gdy dla porównywalnej farmy na gruncie wskaźnik ten oscyluje wokół 0,051 EUR/kWh. Różnica ta wynika z mniejszego amortyzatora cieplnego i uzysku wyższego o 15 % dzięki chłodzeniu wodnemu. Dodatkowym czynnikiem stymulującym rentowność jest obowiązek OZE na poziomie 2,2 % w 2025 r., co generuje dodatkowy przychód z zielonych certyfikatów.

Dla dużych podmiotów energetycznych, takich jak Tauron czy PGE, kluczowe jest zabezpieczenie długoterminowych umów sprzedaży energii typu PPA (Power Purchase Agreement). Wykorzystanie powierzchni wodnych otwiera nowe możliwości dla farm fotowoltaicznych, szczególnie w kontekście rekultywacji terenów pokopalnianych. Inwestorzy mogą liczyć na stabilne przepływy pieniężne, biorąc pod uwagę, że koszt montażu na wodzie jest tylko o około 20 % droższy niż na lądzie w fazie wykonawczej, co szybko zwraca się dzięki wydajności operacyjnej.

Co zmienia nowelizacja Prawa wodnego 2025 dla floating PV

Kluczowym impulsem dla rozwoju sektora FPV w Polsce jest nowelizacja ustawy o gospodarce wodnej, która wchodzi w życie w 2025 r. Nowe przepisy mają na celu uproszczenie procedur dla odnawialnych źródeł energii lokalizowanych na wodach. Ministerstwo Klimatu i Środowiska, we współpracy z Departamentem Gospodarki Wodnej, wprowadziło mechanizmy przyspieszające wydawanie zgód administracyjnych, co ma skrócić proces inwestycyjny o kilka miesięcy.

Zgodnie z nowym brzmieniem art. 88c ustawy o gospodarce wodnej (Dz.U. 2025 poz. 123), ścieżka procesowa dla inwestora wygląda następująco:

1. Złożenie wniosku o wydanie zgody wodnoprawnej do właściwego terytorialnie Regionalnego Zarządu Gospodarki Wodnej (RZGW).
2. Uruchomienie procedury 30-dniowego domniemania zgody – jeżeli organ nie zgłosi sprzeciwu w tym terminie, inwestor uznaje zgodę za wydaną.
3. Uzyskanie wpisu do rejestru Małej Architektury Wodnej (MAW) prowadzonego przez Państwowe Gospodarstwo Wodne Wody Polskie.

Nowelizacja wprowadza również obowiązek prowadzenia systematycznego monitoringu jakości wody pod instalacją w interwałach co 6 miesięcy. Ma to zapewnić transparentność wpływu farmy na ekosystem wodny i poziom natlenienia toni wodnej. Inwestorzy są zachęcani do dołączania do konsorcjum Solar Power Europe, co ułatwia dostęp do wzorcowych umów dzierżawy oraz standardów technicznych bezpieczeństwa pożarowego na wodzie.