Elektryfikacja ciepłownictwa systemowego stanowi jeden z głównych kierunków transformacji sektora w kierunku technologii nisko i zeroemisyjnych. Obserwowany obecnie nieustanny wzrost udziału Odnawialnych Źródeł Energii w wytwarzaniu energii elektrycznej w Polsce prowadzi do zwiększenia dynamiki podaży energii w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym, co z kolei znajduje odzwierciedlenie w rosnącej zmienności cen energii elektrycznej na Towarowej Giełdzie Energii (TGE). Okresy nadpodaży energii elektrycznej na rynku mogą być efektywnie wykorzystana przez sektor ciepłowniczy za pomocą źródeł w technologii Power-to-Heat, tj. kotłów rezystancyjnych, kotłów elektrodowych oraz pomp ciepła.
W latach 2019-2024 moc zainstalowana w OZE w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym (KSE) wzrosła ponad czterokrotnie, osiągając niespełna 32 GW1. Równolegle ponad trzykrotny wzrost produkcji ze źródeł odnawialnych w tym okresie przełożył się na znaczący wzrost udziału energii bezemisyjnej w wytwarzaniu krajowym i w 2024 r. przekroczył on próg 25%2. Rosnący udział pogodozależnych OZE w miksie wytwórczym prowadzi do zwiększenia dynamiki podaży energii elektrycznej na rynku, co ma bezpośredni wpływ na rosnące wahania cen na Towarowej Giełdzie Energii. Wzrost mocy zainstalowanej w źródłach odnawialnych, przy jednoczesnym utrzymaniu niezmiennego profilu zapotrzebowania na energię w KSE oraz ograniczonych możliwościach redukcji mocy w pozostałych źródłach wytwórczych, prowadzi do ograniczania generacji energii elektrycznej z OZE realizowanego na polecenie Operatora Systemu Przesyłowego (OSP) w celu stabilizacji systemu elektroenergetycznego. Nierynkowe redysponowanie energii elektrycznej z nieprosumenckich instalacji PV i farm wiatrowych w czerwcu tego roku przekroczyło już skumulowane wyłączenia OZE z całego 2024 r. W przypadku tylko elektrowni słonecznych w 2023 r. ograniczenia produkcji objęły ok. 40 GWh, w 2024 r. blisko 600 GWh, natomiast na koniec czerwca tego roku wynosiły ponad 650 GWh3. Właściciel instalacji OZE, który w ramach mechanizmu redysponowania nierynkowego na polecenie Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE) zredukował produkcję energii ma prawo do rekompensaty finansowej4. Należy podkreślić, że to zarówno sezonowa, jak i dobowa zmienność produkcji energii w instalacjach PV przyczynia się obecnie do występowania regularnej nadpodaży energii w systemie elektroenergetycznym.
Potencjał dynamicznej podaży energii elektrycznej na rynku może być efektywnie wykorzystany przez sektor ciepłownictwa systemowego, który w okresach przejściowych i sezonie letnim wciąż wykazuje zapotrzebowanie na ciepło w wyniku dostarczania do odbiorców końcowych ciepłej wody użytkowej. Zagospodarowanie nadpodaży energii z elektrowni PV w miejskich systemach ciepłowniczych możliwe jest za pomocą źródeł wytwórczych w technologii Power-to-Heat, tj. kotłów rezystancyjnych, kotłów elektrodowych oraz pomp ciepła. Brak ścisłej korelacji pomiędzy produkcją energii w instalacjach PV, a zapotrzebowaniem na ciepło w systemach ciepłowniczych nie stanowi dla ciepłownictwa przeszkody, ponieważ sektor jest w stanie magazynować chwilowe nadwyżki ciepła w sieciach lub dedykowanych akumulatorach ciepła typu TTES lub PTES.
W celu zdefiniowania potencjału zagospodarowania nadpodaży energii ze źródeł OZE przez sektor ciepłownictwa systemowego należy wziąć pod uwagę aktualną strukturę koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych. Według stanu na koniec 2023 r. – 349 przedsiębiorstw posiadało koncesję na przesyłanie i dystrybucję ciepła. Z perspektywy mocy zainstalowanej w źródłach ciepła największy udział równy blisko 47% stanowią systemy o mocy w przedziale od 10 do 50 MW. Na 2. i 3. miejscu plasują się systemy o mocach źródeł w zakresie 50-125 MW oraz poniżej 10 MW, których łączny udział w sektorze wynosi ponad 26%4. Powyższe dane potwierdzają, że największy potencjał budowy rozproszonych źródeł wytwórczych posiadają systemy ciepłownicze w małych i średnich miastach powiatowych. Należy podkreślić, że wielkoskalowe instalacje PV budowane są również z dala od największych aglomeracji miejskich, więc rozwój źródeł w technologii Power-to-Heat w mniejszych miejscowościach na terenie całej Polski powinien prowadzić do większego potencjału bilansowania systemu elektroenergetycznego w porównaniu do rozwoju tego typu źródeł wyłącznie w największych systemach ciepłowniczych w miastach wojewódzkich.
Struktura paliw wykorzystywanych do produkcji ciepła w Polsce jest wciąż zdominowana przez paliwa węglowe, których udział w 2023 r. przekroczył 61%. Drugie miejsce z wynikiem 14,4% zajmują OZE, z których 97% stanowią źródła biomasowe. Na trzecim miejscu znajdują się paliwa gazowe, lecz mimo relatywnie niewielkiego udziału wynoszącego 13% w tej kategorii widoczny jest jednoznaczny trend wzrostowy5.
Obecnie najtańszym sposobem na wytworzenie ciepła w sektorze jest węgiel nieobjęty EU ETS, tj. wykorzystywany w zamortyzowanych instalacjach o mocy w paliwie poniżej 20 MW. Na rys. 1 pokazano przykładowy wpływ wysokości opłat uprawnień do emisji (EUA) na obecny koszt wytworzenia ciepła w zamortyzowanej kotłowni węglowej i gazowej, w wysokości 70 €/tCO2.
- Wpływ wysokości EUA na cenę ciepła z kotłowni węglowej i gazowej – opracowanie własne
W przypadku budowy nowego źródła w kalkulacjach taryfy należy uwzględnić m.in. amortyzację aktywów i koszty finansowania inwestycji. Powyższe wyniki znajdują potwierdzenie w średnich cenach ciepła wytworzonego z różnych rodzajów paliw publikowanych przez Urząd Regulacji Energetyki4 .
Na poniższym wykresie pokazano sezonową i dobową dynamikę zmian cen energii na rynku SPOT w 2024 r. i pierwszej połowie 2025 r. W 2024 r. pierwsze ujemne ceny energii elektrycznej odnotowano w połowie kwietnia, natomiast w 2025 r. zaczęły regularnie występować już od pierwszego tygodnia marca. Na przełomie maja i czerwca 2025 r. suma godzin z ujemną ceną energii zrównała się z analogiczną sumą dla całego 2024 r. Dominujący udział PV w sektorze OZE prowadzi do największej podaży energii w godzinach okołopołudniowych i to właśnie ten okres doby generuje największy potencjał do wykorzystania przez technologie Power-to-Heat.
- Sezonowa i dobowa dynamika zmian cen energii elektrycznej na rynku SPOT
Obecne środowisko legislacyjne nie przewiduje preferencyjnych taryf dystrybucyjnych dla energii elektrycznej przeznaczonych dla podmiotów wykorzystujących nadpodaż energii w KSE, lecz warto podkreślić, że obecnie trwają prace nad wdrożeniem odpowiednich mechanizmów w tym zakresie6. W tabeli 1 zestawiono obowiązujące stawki dystrybucyjne dla klientów przykładowego Operatora Systemu Dystrybucyjnego (OSD) dla najbardziej korzystnej cenowo taryfy – B23, z uwzględnieniem opłat wynikających z odrębnych przepisów7.
Tab. 1. Przykładowa taryfa dystrybucyjna B23 w OSD z uwzględnieniem opłat wynikających z odrębnych przepisów
| Opłaty | Prawa majątkowe | Akcyza | |||||
| mocowa | jakościowa | kogeneracyjna | OZE | przejściowa | abonamentowa | ||
| PLN/MWh | PLN/kW/m-c | PLN/m-c | PLN/MWh | ||||
| 141,20 | 32,12 | 3,00 | 3,50 | 0,19 | 14,50 | 10,00 | 5,00 |
| B23 | (7-13) Szczyt przedpołudniowy | Szczyt popołudniowy (16-21) | Pozostałe godziny (13-6 i 21-7) | Składnik stały stawki sieciowej |
| PLN/MWh | PLN/kW/m-c | |||
| 85,38 | 84,53 | 105,13 | 105,04 | 37,78 | 31,65 | 25,05 | |
Do źródeł w technologii Power-to-Heat zaliczamy:
- kotły rezystancyjne, dla których moc jednego urządzenia zwykle nie przekracza 6 MW,
- kotły elektrodowe, dla których minimalna moc jednego urządzenia wynosi ok. 5 MW,
- pompy ciepła o szerokim wachlarzu dostępnych mocy cieplnych.
Analizę potencjału wykorzystania źródeł w technologii Power-to-Heat w sektorze ciepłownictwa systemowego oparto na cenach energii elektrycznej na rynku SPOT w 2024 r. Z jednej strony w 2025 r. widoczny jest jednoznaczny trend dalszego spadku cen w okresach nadpodaży OZE, lecz w kolejnych latach spodziewany jest rozwój systemów magazynowania energii elektrycznej, np. BESS, których obecność powinna zredukować dobowe wahania cen energii. Ze względu na relatywnie wyższe jednostkowe nakłady inwestycyjne kotłów rezystancyjnych w porównaniu do kotłów elektrodowych, zostały one pominięte w niniejszej analizie. W kalkulacjach uwzględniono zarówno koszty stałe i zmienne. Do obliczeń przyjęto następujące założenia:
Tab. 2. Główne założenia do analizy techniczno-ekonomicznej
| Rodzaj źródła | Moc cieplna | SCOP lub sprawność | CAPEX | Dofinan-sowanie | Średni koszt finansowania | Okres amortyzacji |
| MWt | % | mln PLN | % | % | lata | |
| Pompa ciepła | 2,6 | 260-280 | 18** | 50 | 5 | 15 |
| Kocioł elektrodowy | 5 | 99 | 7,5 | 0 | 5 | 20 |
*przybliżona moc znamionowa dla warunków letnich,
**na rynku dostępne są tańsze urządzenia o niższym SCOP, lecz w dokonanej analizie wybrano rozwiązanie najbardziej korzystne z punktu widzenia końcowej ceny ciepła
Analizę wykonano dla dwóch scenariuszy:
- praca wg PDR (ang. Positive Demand Response), tj. produkcja ciepła przy najniższych cenach energii w całym roku kalendarzowym na żądanie OSD,
- praca wg harmonogramu, tj. produkcja ciepła przy najniższych cenach energii w okresie od 1 marca do 30 września w godz. od 08:00 do 16:00.
Na rys. 3 przedstawiono wpływ obecności opłat dystrybucyjnych i opłat wynikających z odrębnych przepisów na koszt wytworzenia ciepła w zależności od liczby godzin pracy źródła w trakcie roku. Pompy ciepła cechują się najwyższą efektywnością produkcji ciepła oraz największymi nakładami inwestycyjnymi, co klasyfikuje tę technologię jako dedykowaną do pracy w podstawie systemu ciepłowniczego. Kotły rezystancyjne i kotły elektrodowe wyróżniają się możliwością dynamicznej zmiany obciążenia oraz relatywnie niskimi nakładami inwestycyjnymi, dzięki czemu źródła tego typu są predysponowane do efektywnego bilansowania dynamicznej podaży energii w KSE. Widzimy bowiem, że kotły elektrodowe osiągają największą efektywność ekonomiczną przy ok. 1500-2500 godz. pracy w roku.
- Koszt wytworzenia ciepła w pompie ciepła i kotle elektrodowym w 2024 r.
Współczynnik COP w pompach ciepła redukuje wpływ opłat dodatkowych na koszt wytworzenia ciepła względem kotłów elektrodowych. Na rys. 4 przedstawiono wpływ redukcji opłat dystrybucji i wynikających z odrębnych przepisów na koszt wytwarzania ciepła dla obu technologii. Wykres dowodzi, że wprowadzenie mechanizmów umożliwiających okresową redukcję wysokości opłat dodatkowych w momentach nadpodaży energii w KSE umożliwi wytwarzanie ciepła po cenach zbliżonych do aktualnie obowiązujących taryf za ciepło.
- Wpływ redukcji opłat dystrybucyjnych na koszty wytworzenia ciepła w kotle elektrodowym
Obecnie w przypadku biogazowni możliwe jest przyłączenie do systemu elektroenergetycznego na warunkach indywidualnych, tj. bez braku gwarancji wyprowadzania mocy do KSE w sztywno określonych dla każdego miesiąca godzinach doby8. Wprowadzenie analogicznego mechanizmu dla kotłów rezystancyjnych i kotłów elektrodowych doprowadziłoby do braku ich dostępności w momentach wystąpienia nadpodaży energii poza okresami przewidzianymi harmonogramem, co implikuje konieczność umożliwienia ich włączania także na dedykowane polecenie OSD. Na rys. 5 pokazano koszty produkcji ciepła w kotle elektrodowym dla taryfy dystrybucyjnej B23 w OSD z uwzględnieniem ww. harmonogramu, tj. od początku marca do końca września w godz. od 6:00 do 18:00, w porównaniu do pracy bez ograniczeń (PDR).
- Koszt wytworzenia ciepła w kotle elektrodowym w 2024
Poza obniżeniem opłat dystrybucyjnych i wynikających z odrębnych przepisów proponowanymi formami wsparcia dla technologii Power-to-Heat w ciepłownictwie systemowym są:
- dynamiczne taryfy dystrybucyjne dla energii elektrycznej oraz częściowe lub całkowite zwolnienie z opłat wynikających z odrębnych przepisów,
- odwrócony rynek mocy, tj. stała wysokość wsparcia dla podmiotów mających możliwość zwiększenia poboru mocy na żądanie OSD.
Na rys. 6 porównano wysokość wsparcia w ramach mechanizmu odwróconego rynku mocy przy założeniu uzyskania jednoczłonowej ceny ciepła równej 75 zł/GJ dla dwóch wariantów pracy kotła elektrodowego, tj. według sztywnego harmonogramu oraz bez ograniczeń czasowych w ramach PDR. Obliczenia wykonano na podstawie cen energii elektrycznej na rynku SPOT z 2024 r. oraz w oparciu o obowiązującą w Energa-Operator taryfę dystrybucyjną B23 z uwzględnieniem opłat wynikających z odrębnych przepisów.
- Odwrócony rynek mocy dla kotłów elektrodowych
Nadrzędnym celem wdrożenia taryf dynamicznych dla energii elektrycznej jest wspieranie bilansowania KSE poprzez stymulowanie popytu w okresach nadpodaży mocy oraz ograniczanie zużycia energii w godzinach zapotrzebowania szczytowego. W tym wariancie optymalizacja kosztów powinna uwzględniać zarówno opłaty na rzecz OSD, jak i pozostałych składowych cen energii wynikających z odrębnych przepisów.
Przeprowadzona analiza dowodzi, że sektor ciepłownictwa systemowego może odegrać kluczową rolę w bilansowaniu systemu elektroenergetycznego, lecz wymagane jest ku temu wprowadzenie dodatkowych efektów zachęty np. w postaci dedykowanych taryf dystrybucyjnych dla energii elektrycznej, które jednoznacznie promują maksymalizację popytu w okresach nadpodaży energii w KSE, lub mechanizmów promujących stałą gotowość do interwencyjnego zwiększenia poboru energii na żądanie OSD. Warunkiem koniecznym dla efektywnego rozwoju technologii Power-to-Heat w ciepłownictwie jest również stabilne środowisko legislacyjne. Priorytetem w tym obszarze jest wdrożenie regulacji krajowych umożliwiających klasyfikację ciepła wytwarzanego w kotłach rezystancyjnych i elektrodowych zasilanych bezpośrednio lub pośrednio energią elektryczną z OZE jako ciepło ze źródeł odnawialnych. Bez tej możliwości inwestycje w kotły tego typu są całkowicie nieuzasadnione z punktu widzenia wymagań statusu systemu ciepłowniczego efektywnego energetycznie, szczególnie w perspektywie 2028 i 2035 r. Drugim katalizatorem na ścieżce elektryfikacji sektora jest możliwość klasyfikacji całości ciepła produkowanego w pompie ciepła jako ciepło z OZE przy spełnieniu określonych warunków efektywności układu, co stanowić będzie dodatkowy impuls do rozwoju technologii najbardziej wydajnych energetycznie.
Wykorzystanie technologii Power-to-Heat w ciepłownictwie systemowym do bilansowania KSE przełoży się na zwiększenie stopnia wykorzystania istniejącej infrastruktury elektroenergetycznej bez ponoszenia znaczących nakładów inwestycyjnych po stronie operatorów sieci, a w niektórych przypadkach może prowadzić do redukcji potrzeb modernizacyjnych. W pierwszym etapie elektryfikacja sektora z pewnością doprowadzi do redukcji okresowych ograniczeń generacji mocy ze źródeł OZE w KSE, a docelowo umożliwi dalsze zwiększanie produkcji energii ze źródeł odnawialnych, bezpośrednio przyczyniając się do osiągania długoterminowych celów przyjętych w dyrektywach na poziomie Unii Europejskiej.
Grupa GPEC to grupa spółek energetycznych i hub inżynieryjny, łączący doświadczenie z innowacjami. Dostarcza ciepło setkom tysięcy mieszkańców na Pomorzu, oferując przy tym rozwiązania z zakresu efektywności energetycznej, inteligentnych systemów zarządzania oraz zrównoważonych źródeł energii. Grupa świadczy również usługi Facility Management i realizuje projekty wykonawcze w zakresie sieci, źródeł ciepła, fotowoltaiki oraz generalnego wykonawstwa w całej Polsce. Wykorzystując nowoczesne technologie, wspiera zieloną transformację miast i dostarcza czystą, stabilną energię, przyczyniając się do zrównoważonego rozwoju oraz poprawy jakości życia.
Grupa GPEC zarządza ponad 900 km ciepłociągów na terenie 6 miast, kilkudziesięcioma komorami cieplnymi wyposażonymi w telemetrię i teletechnikę oraz kilkunastoma stacjami podnoszenia ciśnienia.
Jednym z głównych kierunków strategicznych Grupy jest efektywność i dywersyfikacja źródeł ciepła. Obok głównego źródła ciepła z Elektrociepłowni Wybrzeże, wykorzystuje ciepło z odpadów ze źródła Portu Czystej Energii, przyłączyła również źródło spółki z Grupy Polpharma w Starogardzie Gdańskim. W Tczewie i Starogardzie Gdańskim buduje własne źródła ciepła kogeneracyjne, czy szczytowe kotłownie olejowe.
Grupa GPEC jest również wytwórcą energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii, tj. farm fotowoltaicznych, małych elektrowni wodnych.
Bibliografia:
[1] Raporty Polskich Sieci Elektroenergetycznych. [2] Charakterystyka rynku energii elektrycznej – Urząd Regulacji Energetyki. [3] raporty.pse.pl. [4] https://www.pse.pl/redysponowanie-nierynkowe. [5] 2023 Energetyka cieplna w liczbach, URE, Warszawa, 2025. [6] Taryfa dla usług dystrybucji energii elektrycznej Energa-Operator S.A. z siedzibą w Gdańsku. [7] https://energa-operator.pl/aktualnosci/853332/w-energa-operator-szykuja-sie-korzystne-zmiany-dla-odbiorcow. [8] Ustawa Prawo energetyczne – Art. 7.Źródło: Marcin Richert, Marcin Basiaga, Grupa GPEC
Artykuł pochodzi z wydania 4/2025 “Nowa Energia”
