Zużycie wody w elektrowniach gazowych coraz częściej staje się jednym z kluczowych kryteriów oceny technologii wytwarzania energii elektrycznej. Transformacja energetyczna, nacisk na redukcję emisji CO₂ oraz rosnące ryzyko deficytu zasobów wodnych powodują, że nie wystarczy już analizować jedynie sprawności czy kosztu paliwa. W centrum zainteresowania znajduje się intensywność zużycia wody, sposób chłodzenia bloków, możliwość pracy w warunkach suszy oraz łączny ślad wodny całego łańcucha gazowego – od wydobycia po wytwarzanie prądu. Dobrze zaprojektowana elektrownia gazowa może zużywać znacząco mniej wody niż klasyczna elektrownia węglowa, ale różnice między technologiami i systemami chłodzenia są ogromne. Zrozumienie tych zależności jest niezbędne zarówno dla inwestorów, operatorów systemu, jak i regulatorów kształtujących politykę energetyczną oraz wodną państwa.

Znaczenie zużycia wody w energetyce gazowej

Elektrownie gazowe uchodzą za rozwiązanie bardziej przyjazne środowisku niż bloki węglowe głównie ze względu na niższą emisję CO₂ i zanieczyszczeń powietrza. Coraz częściej podkreśla się jednak, że jednym z najważniejszych kryteriów zrównoważonego rozwoju jest także zużycie wody w elektrowniach gazowych. W sytuacji nasilających się susz, presji na zasoby wodne oraz konieczności ochrony ekosystemów wodnych, każdy nowy blok gazowy musi być analizowany nie tylko pod kątem emisji, lecz również pod względem oddziaływania na bilans wodny w regionie.

W praktyce zużycie wody w energetyce gazowej dotyczy kilku obszarów: procesów chłodzenia bloków gazowo‑parowych, przygotowania wody kotłowej, mycia turbin gazowych, a w wariancie kogeneracyjnym – także produkcji ciepła sieciowego. Zasadniczy wpływ na bilans wodny ma jednak technologia układu chłodzenia. W zależności od przyjętego rozwiązania elektrownia gazowa może być instalacją prawie bezwodną (układ chłodzenia powietrznego) albo zakładem zużywającym istotne ilości wody obiegowej (układ mokry z chłodniami kominowymi). Świadomy dobór technologii ma kluczowe znaczenie dla lokalizacji bloków gazowych w pobliżu miast, w rejonach deficytowych pod względem wody oraz w otoczeniu wrażliwych ekosystemów rzecznych.

Podstawowe typy elektrowni gazowych a zużycie wody

Zużycie wody silnie zależy od rodzaju instalacji. Pod pojęciem „elektrownia gazowa” kryją się różne technologie, których profil wodny znacznie się różni. Dla potrzeb analiz warto wyróżnić trzy główne grupy: proste turbiny gazowe w cyklu otwartym, bloki gazowo‑parowe w cyklu kombinowanym oraz układy kogeneracyjne produkujące jednocześnie energię elektryczną i ciepło.

Turbiny gazowe w cyklu otwartym (OCGT)

Najprostszym rozwiązaniem jest turbina gazowa w cyklu otwartym (Open Cycle Gas Turbine – OCGT), stosowana głównie jako źródło szczytowe lub rezerwowe. Spaliny po przejściu przez turbinę są bezpośrednio odprowadzane do atmosfery, a brak kotła odzysknicowego ogranicza zakres procesów pomocniczych. Zużycie wody w tego typu jednostkach jest relatywnie niskie, ponieważ:

• nie występuje klasyczny obieg parowo‑wodny wymagający dużych ilości wody kotłowej,
• system chłodzenia ogranicza się zwykle do chłodzenia oleju, układów smarowania i pomocniczych urządzeń,
• nie stosuje się chłodni kominowych na taką skalę jak w dużych blokach parowych.

Ilość wody zużywana przez turbiny OCGT może wynosić zaledwie kilka litrów na 1 MWh wytworzonej energii, zwłaszcza jeśli wykorzystuje się powietrzne układy chłodzenia. Z drugiej strony proste turbiny gazowe mają niższą sprawność energetyczną i emitują więcej CO₂ na jednostkę energii niż nowoczesne bloki gazowo‑parowe. W efekcie charakteryzują się niską intensywnością wodną, ale wyższą intensywnością emisyjną.

Bloki gazowo-parowe (CCGT) i ich specyfika wodna

Znacznie większy udział w systemie elektroenergetycznym mają bloki gazowo‑parowe (Combined Cycle Gas Turbine – CCGT), w których energia spalin z turbiny gazowej jest dodatkowo wykorzystana do wytwarzania pary napędzającej turbinę parową. Tego typu bloki osiągają bardzo wysoką sprawność (powyżej 60% brutto), ale w zamian wprowadzają rozbudowany obieg wodno‑parowy, wymagający intensywnego chłodzenia kondensatora oraz przygotowania wody zasilającej kocioł odzysknicowy.

Typowy blok CCGT może zużywać od kilkudziesięciu do kilkuset litrów wody na 1 MWh wytworzonej energii, w zależności od zastosowanego systemu chłodzenia:

• najniższe zużycie – przy suchym, powietrznym układzie chłodzenia (ACC),
• średnie – przy chłodzeniu hybrydowym lub zoptymalizowanym układzie zamkniętym,
• najwyższe – przy klasycznym mokrym chłodzeniu w obiegu otwartym lub z dużymi chłodniami kominowymi.

Bloki gazowo‑parowe są zwykle projektowane jako jednostki podstawowe lub regulacyjne w systemie, pracujące z wysokim rocznym czasem wykorzystania mocy. Oznacza to, że nawet umiarkowane wartości jednostkowego zużycia wody (np. 0,3–0,5 m³/MWh) przekładają się na bardzo duże roczne zapotrzebowanie na wodę, liczone w setkach tysięcy lub milionach metrów sześciennych. Z tego powodu analiza lokalizacji bloków CCGT musi obejmować nie tylko dostępność gazu i sieci przesyłowej, lecz także dostęp do zasobów wodnych odpowiedniej jakości.

Układy kogeneracyjne i elektrociepłownie gazowe

Szczególną grupę stanowią elektrociepłownie gazowe, w których wytwarzana jest zarówno energia elektryczna, jak i ciepło sieciowe dla odbiorców komunalnych lub przemysłowych. W układach kogeneracyjnych często stosuje się dodatkowe wymienniki ciepła, sieciowe podgrzewacze wody oraz systemy uzdatniania wody sieciowej. Wpływa to na bilans wodny w sposób dwojaki:

• z jednej strony rośnie zapotrzebowanie na wodę uzupełniającą obiegi grzewcze i układy technologiczne,
• z drugiej strony efektywne wykorzystanie ciepła odpadowego pozwala ograniczyć straty energii i uzyskać wyższą sprawność całkowitą, co zmniejsza zużycie paliwa i pośrednio także ślad wodny przypadający na 1 MWh energii końcowej.

W wielu miastach następuje obecnie przechodzenie z systemów węglowych na kogenerację gazową. W takich projektach kluczowe staje się porównanie nie tylko emisji, lecz również wymogów wodnych obu technologii, szczególnie gdy elektrociepłownia jest zlokalizowana w rejonie o ograniczonych zasobach wody pitnej lub wrażliwych ciekach wodnych.

Systemy chłodzenia a zapotrzebowanie na wodę

Najważniejszym elementem determinującym zużycie wody w elektrowniach gazowych jest system chłodzenia. To właśnie w skraplaczu pary wodnej i obiegu chłodzenia odprowadzana jest zasadnicza część ciepła niewykorzystanego do produkcji energii elektrycznej. Istnieje kilka podstawowych konfiguracji chłodzenia, różniących się znacznie pod względem intensywności wodnej.

Chłodzenie mokre w obiegu otwartym

Tradycyjne rozwiązanie stosowane zarówno w elektrowniach węglowych, jak i gazowych to chłodzenie w obiegu otwartym, w którym woda jest pobierana z rzeki, jeziora lub morza, przepływa przez skraplacz i jest następnie zrzucana z powrotem do odbiornika. W takim układzie zużycie wody jest relatywnie niskie w sensie „konsumpcji” (większość wody powraca do środowiska), lecz bardzo wysokie w sensie poboru (withdrawal). Typowe wartości poboru mogą wynosić od kilkudziesięciu do ponad stu m³ na 1 MWh, co powoduje silne zależności między pracą elektrowni a stanem hydrologicznym cieku.

Główne konsekwencje środowiskowe to:

• podwyższenie temperatury wody w rzece lub jeziorze (efekt termiczny),
• ryzyko zakłócenia ekosystemów wodnych, zwłaszcza w okresach niskich stanów wód,
• zależność dostępności mocy wytwórczych od warunków hydrologicznych (np. ograniczenia mocy w czasie suszy).

Choć z punktu widzenia „czystej” konsumpcji wody układ otwarty może wyglądać korzystniej niż chłodzenie w obiegu zamkniętym, współczesne regulacje środowiskowe oraz ograniczenia temperatury zrzutu wody sprawiają, że nowe elektrownie gazowe coraz rzadziej projektuje się w tej konfiguracji.

Chłodzenie mokre w obiegu zamkniętym z chłodnią kominową

Bardzo częstym rozwiązaniem w nowoczesnych blokach gazowo‑parowych jest chłodzenie w obiegu zamkniętym, w którym woda krąży pomiędzy skraplaczem a chłodnią kominową lub wentylatorową. Ubytki wynikające z parowania i zrzutów technologicznych (blow‑down) są uzupełniane świeżą wodą. W takiej konfiguracji pobór wody z rzeki czy studni ogranicza się zwykle do kilku m³/MWh, ale jednocześnie większość tej wody jest trwale konsumowana poprzez odparowanie do atmosfery. Typowa konsumpcja wody dla bloków gazowo‑parowych z mokrym chłodzeniem zamkniętym mieści się w granicach 0,3–0,7 m³/MWh.

W układach tych kluczowe znaczenie mają:

• jakość wody zasilającej obieg (twardość, zawartość soli, zanieczyszczeń organicznych),
• stosowane środki chemiczne do kondycjonowania wody chłodzącej,
• parametry pracy chłodni (temperatura, wilgotność powietrza, stosunek recyrkulacji).

Chłodnie kominowe generują widoczny pióropusz pary, będący efektem odparowania części wody obiegowej. Dla lokalnych społeczności i inwestorów jest to ważny element wizerunkowy, choć z punktu widzenia bilansu wodnego kluczowe są wartości ubytków, szacowane zazwyczaj w granicach kilkudziesięciu litrów na 1 MWh.

Suche chłodzenie powietrzne (ACC)

Najbardziej efektywną metodą ograniczania zużycia wody przez elektrownię gazową jest zastosowanie suchego, powietrznego układu chłodzenia (Air Cooled Condenser – ACC). W takim rozwiązaniu para wodna ze skraplacza oddaje ciepło bezpośrednio do powietrza poprzez wymienniki, a woda obiegowa nie jest używana lub jej rola jest minimalna. Konsumpcja wody ogranicza się wówczas do:

• uzupełnień instalacji pomocniczych,
• przygotowania wody kotłowej w przypadku obiegu parowego,
• sporadycznych procesów technologicznych (np. mycia instalacji).

W praktyce elektrownia gazowa z układem ACC może zużywać zaledwie kilka–kilkanaście litrów wody na 1 MWh, co jest wartością bliską koncepcji „prawie bezwodnej elektrowni”. Wadą tego rozwiązania jest natomiast nieco niższa sprawność bloku przy wysokich temperaturach otoczenia oraz wyższe nakłady inwestycyjne na system chłodzenia. W regionach o deficycie wody (np. w strefach półsuchego klimatu) suche chłodzenie jest jednak często jedyną realną opcją pozwalającą na budowę dużych mocy gazowych bez nadmiernego obciążenia lokalnych zasobów wodnych.

Ile faktycznie wynosi zużycie wody w elektrowniach gazowych?

Analizując dane z literatury oraz z raportów operatorów, można wskazać przybliżone przedziały zużycia wody w różnych typach instalacji gazowych. Należy przy tym rozróżnić dwie kategorie: pobór wody (water withdrawal) oraz konsumpcję wody (water consumption). W kontekście zmian klimatu i deficytu zasobów kluczowe znaczenie ma konsumpcja, czyli ta część wody, która nie wraca bezpośrednio do lokalnego obiegu hydrologicznego (np. ulega odparowaniu).

Przykładowe zakresy konsumpcji wody na 1 MWh energii elektrycznej dla elektrowni gazowych to:

• turbiny gazowe w cyklu otwartym z minimalnym chłodzeniem wodnym: ok. 0,005–0,05 m³/MWh,
• bloki gazowo‑parowe z chłodzeniem suchym (ACC): ok. 0,01–0,1 m³/MWh,
• bloki gazowo‑parowe z mokrym chłodzeniem zamkniętym: ok. 0,3–0,7 m³/MWh,
• bloki gazowo‑parowe z chłodzeniem w obiegu otwartym: konsumpcja ok. 0,05–0,2 m³/MWh, ale pobór rzędu kilkudziesięciu m³/MWh.

Dla porównania typowa elektrownia węglowa z mokrym chłodzeniem zamkniętym może zużywać 1,5–2,5 m³/MWh, a więc kilkukrotnie więcej niż nowoczesna elektrownia gazowa w podobnej konfiguracji. Różnica ta wynika zarówno z wyższej sprawności bloków gazowo‑parowych, jak i z odmiennych warunków pracy kotła i skraplacza. Z punktu widzenia efektywności wodnej systemu energetycznego zastępowanie węglowych mocy podstawowych blokami gazowo‑parowymi zwykle prowadzi do znacznej redukcji całkowitego zużycia wody w sektorze.

Ślad wodny łańcucha gazowego: od złoża do gniazdka

Analiza ograniczona do samych elektrowni nie oddaje pełnego obrazu wpływu energetyki gazowej na zasoby wodne. Konieczne jest uwzględnienie śladu wodnego gazu ziemnego, obejmującego etapy poszukiwań, wydobycia, przygotowania paliwa, przesyłu oraz – w przypadku LNG – skraplania i regazyfikacji. W zależności od technologii wydobycia (konwencjonalne, niekonwencjonalne, szczelinowanie hydrauliczne) ilości wody zużywanej w górnictwie gazowym mogą być znaczące.

W przypadku złóż niekonwencjonalnych, takich jak gaz łupkowy, stosuje się duże ilości wody do szczelinowania hydraulicznego. Część tej wody pozostaje w złożu, a część wymaga oczyszczenia i utylizacji. Z kolei w łańcuchu LNG zużywana jest woda do chłodzenia instalacji skraplania oraz do procesów pomocniczych w terminalach regazyfikacyjnych. Wszystkie te elementy zwiększają całkowity ślad wodny przypadający na 1 MWh energii elektrycznej wyprodukowanej w elektrowni gazowej.

Choć wartości te są zróżnicowane i zależą od kraju pochodzenia gazu oraz standardów środowiskowych operatorów, można przyjąć, że dodanie etapu wydobycia i przetwarzania paliwa zwiększa ślad wodny energetyki gazowej o kilkanaście–kilkadziesiąt procent. Dlatego w analizach typu „well‑to‑wire” (od złoża do gniazdka) warto uwzględniać zarówno energochłonność, jak i wodochłonność całego łańcucha gazowego.

Porównanie zużycia wody: gaz, węgiel, OZE i atom

Decydenci planujący strukturę miksu energetycznego muszą brać pod uwagę nie tylko emisje, ale również zużycie wody w różnych technologiach wytwórczych. W tym kontekście energetyka gazowa znajduje się pomiędzy źródłami prawie bezwodnymi (wiatr, fotowoltaika) a technologiami bardzo wodochłonnymi (klasyczne bloki węglowe, niektóre elektrownie jądrowe z mokrym chłodzeniem).

Orientacyjne porównanie konsumpcji wody na 1 MWh (przy mokrym chłodzeniu, gdy dotyczy):

• wiatr, PV – 0–0,05 m³/MWh (głównie w fazie budowy i utrzymania),
• turbina gazowa OCGT – ok. 0,005–0,05 m³/MWh,
• blok gazowo‑parowy (mokre chłodzenie) – ok. 0,3–0,7 m³/MWh,
• elektrownia jądrowa (mokre chłodzenie) – często 1,5–2,5 m³/MWh,
• elektrownia węglowa (mokre chłodzenie) – ok. 1,5–2,5 m³/MWh,
• elektrownia słoneczna termiczna (CSP z magazynem ciepła) – 2–3 m³/MWh, jeżeli stosuje mokre chłodzenie.

Elektrownie gazowe, szczególnie z suchym chłodzeniem, mogą więc znacząco ograniczyć presję na zasoby wodne w porównaniu z innymi sterowalnymi technologiami. Z drugiej strony w sytuacji silnego rozwoju OZE to właśnie jednostki gazowe staną się często „zapleczem regulacyjnym” dla źródeł niestabilnych. Oznacza to, że ich łączny udział w krajowym zużyciu wody przez sektor energetyczny może wzrastać, zwłaszcza jeśli będą pracowały w trybie częstego uruchamiania i wyłączania w odpowiedzi na zmienną generację z wiatru i słońca.

Wpływ klimatu i suszy na pracę elektrowni gazowych

Zmiany klimatu, częstsze fale upałów oraz długotrwałe okresy bezopadowe mają istotny wpływ na dyspozycyjność elektrowni gazowych. Wysoka temperatura powietrza i wód powierzchniowych powoduje wzrost temperatury skraplania pary, co obniża sprawność bloków i może wymuszać ograniczenia mocy, jeśli przekroczone zostały dopuszczalne parametry cieplne zrzutu wody do rzek czy jezior. W regionach o deficycie zasobów wodnych brak możliwości poboru odpowiednich ilości wody może bezpośrednio przełożyć się na redukcję dostępnej mocy w systemie.

Konsekwencje te prowadzą do kilku istotnych wniosków projektowych:

• coraz większe znaczenie ma odporność instalacji na warunki skrajnie suche i wysokie temperatury,
• elektrownie gazowe z suchym chłodzeniem stają się szczególnie atrakcyjne w krajach narażonych na niedobory wody,
• w ocenie bezpieczeństwa energetycznego należy uwzględniać ryzyko „niewidzialnego ograniczenia mocy” wynikającego z braku wody, a nie tylko z braku paliwa czy awarii technicznych.

Planowanie rozwoju mocy gazowych wymaga więc ścisłej współpracy pomiędzy operatorami sieci, zarządcami gospodarki wodnej oraz regulatorami odpowiedzialnymi za ochronę środowiska. Niezbędne są scenariusze funkcjonowania systemu elektroenergetycznego w warunkach suszy hydrologicznej i cieplnej, uwzględniające ograniczenia poboru wody i możliwe konflikty między celami energetycznymi a potrzebami rolnictwa czy zaopatrzenia ludności w wodę pitną.

Jak ograniczyć zużycie wody w elektrowniach gazowych?

Istnieje szereg środków technicznych i organizacyjnych pozwalających zredukować zużycie wody w elektrowni gazowej, nie obniżając przy tym bezpieczeństwa pracy ani dyspozycyjności jednostki. Obejmują one zarówno wybór technologii chłodzenia, jak i działania poprawiające efektywność obiegów wodnych oraz wykorzystanie wód niższej jakości.

Optymalizacja systemu chłodzenia

Największy potencjał redukcji zapotrzebowania na wodę leży w doborze i modernizacji układu chłodzenia. Poza przejściem na suche chłodzenie w nowo budowanych obiektach, w istniejących blokach możliwe są m.in.:

• modernizacja wież chłodniczych w celu ograniczenia strat parowania i zniesienia kropel,
• wdrożenie systemów monitoringu i sterowania parametrami pracy obiegu chłodzącego,
• zwiększenie gęstości wymiany ciepła w skraplaczach, co pozwala na niższe temperatury wody chłodzącej,
• zastosowanie hybrydowych układów chłodzenia, które łączą zalety suchych i mokrych systemów w zależności od warunków pogodowych.

W wielu przypadkach modernizacja ograniczająca zużycie wody niesie dodatkowe korzyści, takie jak poprawa sprawności całego bloku, zmniejszenie zużycia energii na potrzeby własne oraz redukcja ilości środków chemicznych stosowanych w obiegach chłodzących.

Wykorzystanie wód niższej jakości

Jednym z trendów w nowoczesnej energetyce gazowej jest sięganie po wody niższej jakości zamiast wody pitnej czy wysoko przetworzonej. W praktyce oznacza to np. wykorzystanie:

• oczyszczonych ścieków komunalnych do uzupełniania obiegów chłodzących,
• wód zasolonych lub słonawych, jeżeli pozwalają na to materiały i konstrukcja instalacji,
• wód pochodzących z górnictwa (wody dołowe) po odpowiednim uzdatnieniu.

Takie podejście pozwala znacząco zmniejszyć konkurencję między sektorem energetycznym a sektorem komunalnym i rolniczym o zasoby wody pitnej. Wymaga jednak zaawansowanych technologii uzdatniania, odpowiednich rozwiązań materiałowych oraz systemów monitoringu jakości wody, aby uniknąć korozji, odkładania kamienia czy rozwoju mikroorganizmów w obiegu chłodzącym.

Poprawa efektywności energetycznej

Każde zwiększenie sprawności bloku gazowego przekłada się bezpośrednio na zmniejszenie ilości ciepła, które musi zostać odprowadzone w skraplaczu, a tym samym na niższe zapotrzebowanie na wodę chłodzącą. Kluczowe działania obejmują:

• modernizację turbin gazowych i parowych (np. nowe profile łopatek, powłoki antykorozyjne),
• zastosowanie zaawansowanych systemów sterowania i optymalizacji pracy,
• modernizację kotłów odzysknicowych i wymienników ciepła,
• ograniczenie strat ciepła w systemach pomocniczych i w sieciach ciepłowniczych.

W perspektywie całego systemu energetycznego wzrost efektywności energetycznej oznacza także mniejsze zapotrzebowanie na energię końcową, a więc niższe wolumeny produkcji i – w konsekwencji – mniejsze zużycie wody w sektorze wytwarzania.

Regulacje środowiskowe i raportowanie zużycia wody

W wielu krajach rosną wymagania regulacyjne dotyczące monitoringu zużycia wody przez elektrownie oraz oddziaływania na ekosystemy wodne. Operatorzy muszą nie tylko spełniać limity poboru i zrzutu wody, ale również raportować dane o konsumpcji wody, temperaturze zrzutów oraz jakości wód odbiorczych. Informacje te trafiają do raportów środowiskowych, analiz oddziaływania na środowisko (OOŚ) oraz sprawozdań niefinansowych (ESG).

Coraz większe znaczenie zyskują także standardy międzynarodowe, takie jak wytyczne Global Reporting Initiative (GRI) w zakresie wskaźników wodnych czy inicjatywy typu CDP Water, które wymagają ujawniania danych o ryzykach wodnych oraz strategiach ich ograniczania. Inwestorzy finansowi i instytucje kredytujące projekty energetyczne coraz częściej biorą pod uwagę intensywność zużycia wody jako jeden z elementów oceny ryzyka projektu i jego zgodności z zasadami zrównoważonego rozwoju.

Rola energetyki gazowej w transformacji a presja na zasoby wodne

Energetyka gazowa jest postrzegana jako technologia przejściowa w procesie odchodzenia od węgla i ropy na rzecz zeroemisyjnych źródeł odnawialnych i jądrowych. W tym kontekście pytanie „ile wody zużywa elektrownia gazowa?” nabiera szczególnego znaczenia, gdyż decyduje o akceptowalności społecznej i środowiskowej projektów gazowych w długim horyzoncie czasowym. Z jednej strony bloki gazowo‑parowe pozwalają radykalnie ograniczyć presję na zasoby wodne w porównaniu z węglem, z drugiej – wciąż pozostają instalacjami wodochłonnymi w porównaniu z fotowoltaiką czy wiatrem.

Kluczowym wyzwaniem na kolejne dekady będzie zatem takie projektowanie i lokalizowanie mocy gazowych, aby pełniły one funkcję stabilizatora systemu w warunkach wysokiego udziału OZE, a jednocześnie nie generowały nadmiernego obciążenia zasobów wodnych. Oznacza to preferowanie jednostek z suchym chłodzeniem lub wykorzystujących wody niższej jakości, integrację z systemami odzysku ścieków komunalnych oraz wprowadzanie mechanizmów cenowych, które uwzględniają rzeczywisty koszt środowiskowy wody wykorzystywanej w energetyce.

FAQ

Ile wody zużywa elektrownia gazowa na 1 MWh energii elektrycznej? Typowe zużycie wody w elektrowni gazowej zależy głównie od systemu chłodzenia. Nowoczesny blok gazowo‑parowy z mokrym chłodzeniem zamkniętym zużywa zwykle 0,3–0,7 m³ wody na 1 MWh energii. W przypadku suchego chłodzenia powietrznego zużycie spada nawet do kilku–kilkunastu litrów na MWh, ponieważ woda jest potrzebna jedynie do celów pomocniczych. Proste turbiny gazowe w cyklu otwartym zużywają jeszcze mniej wody, ale mają niższą sprawność. W porównaniu z elektrowniami węglowymi gazowe bloki CCGT zużywają z reguły kilkukrotnie mniej wody.

Czy elektrownie gazowe zużywają mniej wody niż elektrownie węglowe? Elektrownie gazowe zazwyczaj zużywają istotnie mniej wody niż klasyczne elektrownie węglowe o podobnej mocy. Wynika to z wyższej sprawności bloków gazowo‑parowych oraz innych parametrów pracy obiegów parowych. Typowa elektrownia węglowa z mokrym chłodzeniem zamkniętym może konsumować 1,5–2,5 m³/MWh, podczas gdy blok gazowo‑parowy zwykle 0,3–0,7 m³/MWh. Dodatkowo turbiny gazowe w cyklu otwartym i bloki z suchym chłodzeniem zbliżają się do profilu prawie bezwodnego, co jest korzystne w regionach dotkniętych suszą i deficytem zasobów wodnych.

Od czego zależy zużycie wody w elektrowni gazowej? Zużycie wody w elektrowni gazowej zależy przede wszystkim od przyjętego systemu chłodzenia (mokre, suche, hybrydowe) oraz konfiguracji technologicznej jednostki (OCGT, CCGT, kogeneracja). Istotne są także warunki klimatyczne – im wyższa temperatura powietrza i wody w odbiorniku, tym większe ubytki wody przez parowanie i gorsza sprawność chłodzenia. Dodatkowo na bilans wodny wpływa jakość wody zasilającej, częstotliwość zrzutów technologicznych (blow‑down), rodzaj stosowanych środków chemicznych oraz sposób prowadzenia eksploatacji, w tym częstotliwość rozruchów i odstawień jednostki.

Czy można zbudować elektrownię gazową prawie bez zużycia wody? Możliwe jest znaczące ograniczenie zużycia wody w elektrowni gazowej poprzez zastosowanie suchego chłodzenia powietrznego (ACC) oraz optymalizację obiegów pomocniczych. W takim układzie konsumpcja wody może spaść do kilku–kilkunastu litrów na 1 MWh, co jest poziomem zbliżonym do technologii prawie bezwodnych. Nadal jednak pozostaje konieczność użycia wody do przygotowania wody kotłowej, mycia turbin i innych procesów technologicznych. Dodatkowo suche chłodzenie wiąże się z wyższymi kosztami inwestycyjnymi i nieco niższą sprawnością w upały, dlatego dobór tej technologii wymaga analizy lokalnych warunków klimatycznych i ekonomicznych.

Jak ograniczyć ślad wodny energetyki gazowej w skali kraju? Ograniczenie śladu wodnego energetyki gazowej wymaga działań na kilku poziomach. Po pierwsze, warto preferować bloki gazowo‑parowe z suchym chłodzeniem lub hybrydowymi układami chłodzenia, zwłaszcza w rejonach narażonych na suszę. Po drugie, należy rozwijać wykorzystanie wód niższej jakości, np. oczyszczonych ścieków komunalnych, aby nie konkurować z zaopatrzeniem ludności w wodę pitną. Po trzecie, poprawa efektywności energetycznej bloków oraz całego systemu elektroenergetycznego zmniejsza potrzebę wytwarzania energii i pośrednio redukuje zużycie wody. Ważne jest także rzetelne raportowanie danych wodnych i uwzględnianie ich w planowaniu miksu energetycznego.