Podczas tegorocznego Kongresu Ciepłownictwa w Nałęczowie, Polskie Towarzystwo Energetyki Cieplnej (PTEC) zaprezentowało najnowszy raport pt. „Integracja sektora ciepłowniczego i elektroenergetycznego, czyli jak wykorzystać transformację ciepłownictwa systemowego do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw ciepła i stabilizacji pracy systemu elektroenergetycznego”. Dokument zawiera kompleksową analizę kondycji sektora, wskazuje jego strategiczne znaczenie dla bezpieczeństwa energetycznego kraju oraz przedstawia konkretne scenariusze technologiczne, wskazujące korzyści ze współpracy z Krajowym Systemem Elektroenergetycznym (KSE).
Ciepło systemowe – fundament codziennego życia mln Polaków
– Raport PTEC nie tylko analizuje kondycję sektora ciepłownictwa systemowego oraz zmiany na rynku elektroenergetycznym, lecz także wskazuje konkretne rozwiązania, które mogą uczynić ciepłownictwo jednym z kluczowych elementów transformacji energetycznej. W obliczu dynamicznych zmian na rynku energii i polityki klimatycznej UE, ciepło systemowe zyskuje nową rolę – stabilizatora, integratora i aktywnego uczestnika przekształceń w elektroenergetyce – podkreśla Dariusz Marzec, Prezes Zarządu PGE Polskiej Grupy Energetycznej i Polskiego Towarzystwa Energetyki Cieplnej.
Raport PTEC wskazuje na szczególny potencjał „sector coupling” – czyli integracji systemu elektroenergetycznego z ciepłowniczym – jako odpowiedzi na niestabilność generacji z OZE. Ciepłownictwo, dzięki takim technologiom jak kogeneracja, Power to Heat i magazyny ciepła, może stać się filarem elastyczności KSE.
Eksperci zaznaczają, że obecnie systemy ciepłownicze dostarczają energię cieplną do ok. 15 milionów mieszkańców Polski, z czego blisko 70% populacji miejskiej korzysta z ciepła systemowego. Długość sieci ciepłowniczych systematycznie rośnie, jednak udział sieci niskotemperaturowych jest w tym przypadku znikomy.
Struktura paliw w sektorze dynamicznie się zmienia: choć węgiel wciąż dominuje (61,2%), to jego udział systematycznie spada. Rośnie za to znaczenie gazu ziemnego (13% w 2023 r.) oraz źródeł odnawialnych, wśród których biomasa odpowiada aż za 97% ciepła z OZE. Cechą wyróżniającą polskie ciepłownictwo systemowe jest kogeneracja – czyli jednoczesne wytwarzanie energii cieplnej i elektrycznej. Źródła kogeneracyjne odpowiadały w 2023 r. za około 62% ciepła w systemach, a elektrociepłownie wytworzyły 27 TWh energii elektrycznej, co stanowiło ok. 16% całkowitej produkcji prądu w kraju.
W ciągu ostatnich pięciu lat moc zainstalowana instalacji fotowoltaicznych wzrosła z 1 do ponad 21 GW. Całkowita moc źródeł energii w KSE w 2024 r. osiągnęła ponad 72 GW, z czego aż 46,2% stanowiły OZE. Jednak brak równoległego wzrostu elastyczności systemu skutkował nadpodażą energii – tylko w 2024 r. odnotowano ponad 680 GWh nierynkowego redysponowania jednostek OZE, a do kwietnia 2025 r. kolejne 390 GWh.
Efektem były m.in. ujemne ceny energii – w 2024 r. wystąpiły przez 186 godz., a w pierwszych czterech miesiącach 2025 r. już przez 129 godz. Te wahania podkreślają potrzebę rozwoju elastycznych odbiorców energii i integracji sektorów.
Ciepłownictwo systemowe jako stabilizator KSE
Po raz pierwszy przeprowadzono roczną optymalizację pracy układów ciepłowniczych (2024–kwiecień 2025) z wykorzystaniem rzeczywistych danych z Towarowej Giełdy Energii oraz generacji KSE. Analizą objęto pięć wariantów transformacji dużego systemu ciepłowniczego o mocy 725 MW:
- Wariant 1 – stan obecny: kogeneracja i kotły węglowe
- Wariant 2 – stan po transformacji: kogeneracja + Power to Heat + magazyn ciepła
- Wariant 2B – jak wyżej, z większym udziałem Power to Heat przy wysokim udziale OZE (>40%)
- Wariant 2C – jak Wariant 2, ale bez wsparcia dla kogeneracji
- Wariant 3 – stan po transformacji: tylko ciepło z gazu, biomasy, pomp ciepła i Power to Heat (bez kogeneracji)
Wszystkie warianty z udziałem magazynów ciepła. Najlepsze efekty kosztowe osiągnięto w Wariancie 2, gdzie połączenie kogeneracji i PtH zapewniło najniższe koszty zmienne produkcji ciepła – 30 PLN/GJ.
– Raport PTEC pokazuje jednoznacznie, że ciepłownictwo systemowe powinno stać się aktywnym uczestnikiem transformacji elektroenergetycznej. Warunkiem jest rozwój nowoczesnych technologii i umożliwienie im pracy w odpowiedzi na realne sygnały rynkowe – szczególnie w kontekście nadwyżek OZE i ujemnych cen – wskazuje Monika Gruźlewska, dyrektorka PTEC. – Dla skutecznego rozwoju sector coupling, czyli integracji sektora elektroenergetycznego i ciepłowniczego, konieczne jest wprowadzenie szerokiego pakietu zmian regulacyjnych, instytucjonalnych i finansowych.
Eksperci PTEC zaznaczają, że potrzebne są działania wspierające rozwój technologii typu Power to Heat, w tym pomp ciepła i kotłów elektrodowych. Aby kotły elektrodowe mogły partycypować w procesie dekarbonizacji niezbędne jest uznanie wytwarzanego przez nie ciepła jako odnawialnego. Dodatkowo, aby wspomniane technologie mogły efektywnie wesprzeć dekarbonizację systemów ciepłowniczych, konieczne jest zakwalifikowanie całego strumienia wytwarzanego przez nie ciepła jako ciepła z OZE. Wymaga to również obniżenia opłat za moc zamówioną oraz zapewnienia preferencyjnych warunków przyłączeniowych do sieci elektroenergetycznej. Istotna jest także zmiana sposobu taryfowania ciepła – tak, aby uwzględniał on wysiłki przedsiębiorstw ciepłowniczych na rzecz dekarbonizacji, np. Poprzez premie za wytwarzanie ciepła z OZE oraz bardziej elastyczne podejście do rozliczania nakładów inwestycyjnych.
Konieczne są także zmiany w mechanizmach wsparcia dla jednostek kogeneracyjnych. W szczególności wskazane jest wydłużenie terminów realizacji projektów objętych systemem wsparcia – zarówno w zakresie uzyskania pozwoleń na budowę, jak i uruchomienia produkcji energii. Równocześnie należy złagodzić rygorystyczne przepisy uniemożliwiające ponowny udział w systemie wsparcia w przypadku przekroczenia terminów. Istotne jest również zwiększenie dostępnych środków na premie kogeneracyjne – poprzez przesunięcie niewykorzystanych funduszy z nierozstrzygniętych naborów – oraz utrzymanie uproszczonego modelu taryfowego, który zapewni stabilność finansową jednostkom kogeneracyjnym i wesprze finansowanie transformacji lokalnych systemów. Warto również wydłużyć możliwość zaliczania kogeneracji do definicji efektywnego systemu ciepłowniczego po 2040 roku.
Niezbędne jest stworzenie ram regulacyjnych dla rozwoju magazynów ciepła, w tym przede wszystkim umożliwienie ich taryfowania. Magazyny te mogą odegrać istotną rolę w zwiększeniu elastyczności systemów ciepłowniczych oraz w bilansowaniu pracy Krajowego Systemu Elektroenergetycznego.
Kluczowe znaczenie ma zapewnienie adekwatnego wsparcia finansowego dla inwestycji w dekarbonizację ciepłownictwa. Należy objąć pomocą publiczną budowę magazynów ciepła – również jako samodzielne projekty – oraz rozwój kotłów elektrodowych wykorzystywanych w systemach ciepłowniczych. Istotne jest również kontynuowanie programów wspierających wysokosprawną kogenerację. Rekomenduje się zwiększenie intensywności pomocy publicznej do poziomu 60% kosztów kwalifikowalnych oraz podniesienie progu notyfikacji pomocy publicznej do 100 mln euro na projekt. W perspektywie długoterminowej niezbędne jest przedłużenie funkcjonowania Funduszu Modernizacyjnego po 2030 roku, jako strategicznego instrumentu finansowania transformacji sektora ciepłowniczego.
Transformacja sektora wymaga również uproszczenia procedur inwestycyjnych i deregulacji barier administracyjnych. Dotyczy to zwłaszcza projektów związanych z rozwojem technologii Power to Heat, które powinny być objęte preferencyjnym trybem zatwierdzania i realizacji – w szczególności w kontekście ich znaczenia dla neutralności klimatycznej i bezpieczeństwa energetycznego kraju.
Pełna wersja raportu dostępna na stronie www.ptec.org.pl.
Źródło: Polskie Towarzystwo Energetyki Cieplnej
