W ostatnich latach bezpieczeństwo dostaw ciepła systemowego przestało być rozpatrywane wyłącznie przez pryzmat „czy źródło wytwórcze jest sprawne technicznie”. Coraz częściej obejmuje ono jednocześnie trzy współzależne obszary: odporność technologiczną (dyspozycyjność i elastyczność pracy), odporność ekonomiczną (koszt wytwarzania ciepła i stabilność taryfowa) oraz odporność regulacyjną (zdolność do spełniania rosnących wymogów unijnych). W tym ujęciu kogeneracja gazowa staje się rozwiązaniem, które może równolegle wzmacniać ciągłość dostaw ciepła i podnosić stabilność finansową przedsiębiorstwa ciepłowniczego dzięki dodatkowym przychodom ze sprzedaży energii elektrycznej oraz mechanizmom wsparcia dla wysokosprawnej kogeneracji.
Kogeneracja wspierająca ciepło systemowe
Warto przy tym rozróżnić dwa pojęcia, które bywają utożsamiane, a w praktyce prowadzą do odmiennych wniosków inwestycyjnych. Pierwsze to bezpieczeństwo dostaw ciepła – rozumiane jako zdolność systemu do pokrycia zapotrzebowania odbiorców w każdych warunkach (m.in. w szczytach sezonu grzewczego, podczas awarii, ograniczeń paliwowych lub sieciowych). Drugie to bezpieczeństwo ekonomiczno-regulacyjne – czyli zdolność przedsiębiorstwa do utrzymania akceptowalnej ceny ciepła i jednocześnie do spełniania wymogów emisyjnych oraz definicji efektywnego systemu ciepłowniczego w kolejnych latach. Kogeneracja gazowa wpływa na oba aspekty, ale innymi mechanizmami: z jednej strony zwiększa sterowalną, niepogodozależną moc wytwórczą, z drugiej = wprowadza nowe strumienie przychodów i nowe ryzyka (rynkowe, serwisowe i regulacyjne), które trzeba świadomie zarządzać.
Z perspektywy praktyki eksploatacyjnej istotne jest także, że kogeneracja w układzie silnikowym odpowiada na wyzwanie rosnącej zmienności pracy systemów ciepłowniczych. Zmiany klimatyczne, termomodernizacje oraz konkurencja technologii indywidualnych źródeł ciepła powodują, że profile obciążenia stają się mniej przewidywalne i coraz częściej wymagają szybkiej reakcji wytwórcy. Znaczenie elastyczności jednostek CHP rośnie wraz ze wzrostem udziału źródeł zmiennych w elektroenergetyce, a dyspozycyjne źródła skojarzone mogą pełnić funkcję „łącznika sektorów” (ciepło-energia elektryczna) i elementu stabilizującego zarówno pracę sieci ciepłowniczej, jak i przychody wytwórcy.
Studium przypadku MPEC Nowy Sącz: EC Lwowska i EC Stary Sącz
Przykład MPEC Nowy Sącz pokazuje, że wdrożenie podobnej technologii w dwóch lokalizacjach może prowadzić do różnych wyzwań organizacyjnych i inwestycyjnych, a jednocześnie budować spójny, powtarzalny model rozwoju. Poniżej przeanalizowane zostaną dwa procesy inwestycyjne: budowa układu wysokosprawnej kogeneracji gazowej w EC Lwowska w Nowym Sączu oraz budowa kogeneracji gazowej w EC Stary Sącz. W obu przypadkach celem było wzmocnienie bezpieczeństwa dostaw i poprawa efektywności systemu ciepłowniczego, jednak struktura finansowania, skala przedsięwzięć i uwarunkowania lokalne były odmienne.
W przypadku EC Lwowska (rys. 1 i 2) kluczowe znaczenie miało zaplanowanie procesu inwestycyjnego w sposób etapowy i spójny z pozyskaniem zewnętrznych strumieni finansowania w formie bezzwrotnej. W czerwcu 2019 r. złożony został wniosek o bezzwrotną dotację na budowę EC Lwowska, w grudniu 2020 r. spółka wygrała aukcję na premię kogeneracyjną, a w sierpniu 2021 r., po rozstrzygnięciu przetargu, podpisano umowę z wykonawcą w formule „zaprojektuj-wybuduj” i rozpoczęto budowę. Od lipca 2023 r. instalacja produkuje ciepło i energię elektryczną, a ze względu na efektywność ekonomiczną pracuje nieprzerwanie jako instalacja pracująca w podstawie.
Rys. 1. EC Lwowska została oddana do użytku w 2023 r.
Warstwa finansowa projektu EC Lwowska stanowi przykład podejścia, w którym CAPEX został w dużej części zbilansowany przez instrumenty bezzwrotne i systemowe. Budowa wysokosprawnej kogeneracji gazowej została zrealizowana w ramach Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko 2014-2020. Wartość wydatków kwalifikowanych netto wyniosła 21 790 000 zł, natomiast bezzwrotna dotacja dla MPEC Nowy Sącz wyniosła 9 418 000 zł. Dodatkowo spółka pozyskała premię kogeneracyjną, dzięki której w horyzoncie 15 lat otrzyma 19 100 000 zł bezzwrotnego wsparcia. W wymiarze technicznym inwestycja obejmuje układ składający się z trzech silników kogeneracyjnych zasilanych paliwem gazowym o łącznej nominalnej mocy nie mniejszej niż 6,000 MWe oraz 6,156 MWt, co zwiększyło zdolności wytwórcze oraz umożliwiło sprzedaż energii elektrycznej.
Rys. 2. EC Lwowska to największa inwestycja w historii MPEC Nowy Sącz
Drugi projekt, czyli kogeneracja w EC Stary Sącz (rys. 3), został zaprojektowany jako kontynuacja obranej strategii rozwoju, z wyraźnym wykorzystaniem doświadczeń wyniesionych z budowy EC Lwowska. Doświadczenia te dotyczyły zarówno przygotowania dokumentacji, prowadzenia postępowania zakupowego, jak i organizacji rozruchów oraz integracji z istniejącą infrastrukturą ciepłowniczą. Aukcja na premię kogeneracyjną, którą spółka wygrała, została rozstrzygnięta w grudniu 2022 r. Umowa z wykonawcą została podpisana w październiku 2023 r., a rozruch technologiczny rozpoczął się w grudniu 2024 r. W odniesieniu do parametrów technicznych EC Stary Sącz to moc elektryczna wynosi 1,200 MWe, natomiast moc cieplna 1,270 MWt. Projekt ma również wymiar „przyszłościowy”: instalacja jest przystosowana do współspalania wodoru z gazem ziemnym do poziomu 25%, co w dłuższym horyzoncie może mieć znaczenie w kontekście ograniczeń emisyjnych i dostępności paliw niskoemisyjnych.
Pod względem finansowania EC Stary Sącz pokazuje inne podejście do bilansowania nakładów inwestycyjnych. Wartość inwestycji wyniosła 8 990 000 zł netto, z czego 7 800 000 zł pochodzi ze wsparcia w ramach KPO. Uzupełniająco, istotnym elementem stabilizacji modelu biznesowego jest premia kogeneracyjna pozyskana w ramach aukcji Prezesa URE, która w perspektywie 15 lat przekracza poziom 30 000 000 zł.
Rys. 3. Kogeneracja w EC Stary Sącz została wybudowana w 14 miesięcy
Eksploatacja i ekonomika
Ocena powodzenia inwestycji kogeneracyjnych w praktyce nie może ograniczać się do spełnienia parametrów gwarantowanych i oddania instalacji do eksploatacji. W realiach przedsiębiorstw ciepłowniczych o miksie obejmującym różne paliwa i technologie (kotły gazowe, kotły węglowe, kotły biomasowe, kogenerację) o sukcesie inwestycji decyduje miejsce jednostki w merit order, czyli w kolejności uruchamiania źródeł wynikającej z kosztu wytworzenia jednostki ciepła. Z perspektywy MPEC Nowy Sącz kluczowym wnioskiem jest to, że od momentu uruchomienia kogeneracji gazowej w EC Lwowska w lipcu 2023 r. instalacja ta pracuje nieprzerwanie do dnia dzisiejszego jako instalacja podstawowa, ponieważ generuje najniższy koszt wytwarzania 1 GJ ciepła spośród źródeł dostępnych w systemie.
W ujęciu praktycznym kogeneracja gazowa wzmacnia bezpieczeństwo dostaw poprzez elastyczność operacyjną. Silniki gazowe mogą bardzo szybko zmieniać obciążenie, co jest szczególnie istotne w warunkach zmiennych temperatur zewnętrznych, wahań poboru i konieczności bilansowania źródeł w krótkim czasie. Silnik kogeneracyjny może osiągnąć 100% mocy w ok. 4 minuty, podczas gdy uruchomienie i dojście do pełnej mocy kotłów węglowych lub biomasowych może zajmować do 12 godz., zależnie od technologii i uwarunkowań. Ten parametr przekłada się na realną zdolność systemu do reagowania na nagłe zmiany obciążenia.
Istotną częścią oceny jest także wpływ kogeneracji na strukturę przychodów przedsiębiorstwa. W modelu ciepłowniczym, w którym taryfy ciepła podlegają regulacji, dodatkowy, rynkowy strumień przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej (wraz z premią kogeneracyjną) może stanowić drugi filar finansowania inwestycji i stabilizacji całego przedsiębiorstwa. W MPEC Nowy Sącz przychody ze sprzedaży energii elektrycznej oraz premii kogeneracyjnej w 2024 r. stanowiły blisko 30% sumy wszystkich przychodów (rys. 4). Taki udział jest na tyle znaczący, że wpływa nie tylko na wynik finansowy, lecz także na możliwość planowania kolejnych etapów transformacji.
Rys. 4. Przychody z sprzedaży energii vs. przychody ze sprzedaży energii cieplnej w MPEC Nowy Sącz w latach 2023-2025
Z punktu widzenia operacyjnego przewaga kogeneracji gazowej wynika również z uproszczenia łańcucha dostaw paliwa i skrócenia przerw serwisowych w porównaniu z technologiami stałopalnymi. Gaz dostarczany jest siecią gazową, co eliminuje koszty i ryzyka transportu opału, konieczność utrzymywania placów składowych oraz część prac związanych z przygotowaniem paliwa. W praktyce oznacza to także ograniczenie wrażliwości na sezonowe wahania dostępności surowca (np. biomasy) oraz na logistyczne zakłócenia rynkowe. Jednocześnie należy podkreślić, że koszty serwisu silników i harmonogramy przeglądów stają się w takim modelu krytycznym elementem planowania, wymagającym kontraktowania usług oraz zabezpieczenia dostępności części.
Fit for 55 i wnioski do 2050 r.
Pakiet Fit for 55, a w szczególności przekształcona Dyrektywa w sprawie efektywności energetycznej[1] (UE) 2023/1791, istotnie zmienia sposób oceny systemów ciepłowniczych w kolejnych dekadach. Kluczowe znaczenie ma definicja efektywnego systemu ciepłowniczego i chłodniczego określona w art. 26 tej dyrektywy, wraz z harmonogramem zaostrzania kryteriów do 2050 r. Dla przedsiębiorstw takich jak MPEC Nowy Sącz oznacza to konieczność patrzenia na kogenerację gazową nie jako rozwiązanie docelowe, lecz jako etap w budowie miksu, który w kolejnych latach będzie musiał obejmować rosnący udział OZE i/lub ciepła odpadowego.
Sekwencja progów udziałowych dla efektywnego systemu ciepłowniczego i chłodniczego według art. 26 ust. 1 Dyrektywy (UE) 2023/1791 przedstawia się następująco:
- do 31 grudnia 2027 r. – system, w którym wykorzystuje się co najmniej 50% energii ze źródeł odnawialnych lub co najmniej 50% ciepła odpadowego lub co najmniej 75% ciepła pochodzącego z kogeneracji lub co najmniej 50% połączenie takiej energii i ciepła,
- od 1 stycznia 2028 r. – system, w którym wykorzystuje się co najmniej 50% energii ze źródeł odnawialnych lub co najmniej 50% ciepła odpadowego lub co najmniej 50% łącznie energię ze źródeł odnawialnych i ciepło odpadowe lub co najmniej 80% ciepło pochodzące z wysokosprawnej kogeneracji lub połączenie, w którym udział OZE wynosi co najmniej 5%, a łączny udział OZE, ciepła odpadowego lub ciepła z wysokosprawnej kogeneracji wynosi co najmniej 50%,
- od 1 stycznia 2035 r. – system, w którym wykorzystuje się co najmniej 50% energii ze źródeł odnawialnych lub co najmniej 50% ciepła odpadowego lub co najmniej 50% łącznie energię ze źródeł odnawialnych i ciepło odpadowe, lub system, w którym łączny udział OZE, ciepła odpadowego lub ciepła z wysokosprawnej kogeneracji wynosi co najmniej 80% oraz jednocześnie udział OZE lub ciepła odpadowego wynosi co najmniej 35%,
- od 1 stycznia 2040 r. – system, w którym wykorzystuje się co najmniej 75% energii ze źródeł odnawialnych lub co najmniej 75% ciepła odpadowego lub co najmniej 75% łącznie energię ze źródeł odnawialnych i ciepło odpadowe lub system, w którym wykorzystuje się co najmniej 95% łącznie OZE, ciepło odpadowe i ciepło z wysokosprawnej kogeneracji oraz jednocześnie udział OZE lub ciepła odpadowego wynosi co najmniej 35%,
- od 1 stycznia 2045 r. – system, w którym wykorzystuje się co najmniej 75% energii ze źródeł odnawialnych lub co najmniej 75% ciepła odpadowego lub co najmniej 75% łącznie energię ze źródeł odnawialnych i ciepło odpadowe,
- od 1 stycznia 2050 r. – system, w którym wykorzystuje się wyłącznie energię ze źródeł odnawialnych i/lub wyłącznie ciepło odpadowe (albo wyłącznie ich połączenie).
Dyrektywa dopuszcza również ścieżkę alternatywną opartą na intensywności emisji gazów cieplarnianych na jednostkę ciepła lub chłodu dostarczoną odbiorcom (art. 26 ust. 2). Progi w tym wariancie są następujące:
- do 31 grudnia 2025 r. – 200 g/kWh,
- od 1 stycznia 2026 r. – 150 g/kWh,
- od 1 stycznia 2035 r. – 100 g/kWh,
- od 1 stycznia 2045 r. – 50 g/kWh,
- od 1 stycznia 2050 r. – 0 g/kWh.
Wnioski dla kogeneracji gazowej są praktyczne i zarazem wymagające. Po pierwsze, wysoka sprawność i elastyczność kogeneracji gazowej mogą wspierać spełnianie kryteriów efektywności w perspektywie najbliższych lat, zwłaszcza tam, gdzie kogeneracja stanowi istotny udział w wytwarzaniu ciepła. Po drugie, w horyzoncie 2035+ utrzymanie statusu „efektywnego systemu” będzie coraz silniej uzależnione od rzeczywistego udziału OZE i/lub ciepła odpadowego w miksie oraz od zdolności do ograniczania emisyjności. W praktyce oznacza to potrzebę planowania miksu energetycznego: rozwoju źródeł OZE (np. pompy ciepła, biomasa, solar termiczny), magazynowania ciepła oraz takiego doboru mocy kogeneracji gazowej, aby pełniła funkcję stabilizującą i bilansującą, a nie jedyne źródło podstawowe w długim horyzoncie. Na bazie obecnych źródeł MPEC Nowy Sącz od drugiej połowy 2023 r. do końca 2034 r. posiada status efektywnego systemu ciepłowniczego i chłodniczego (rys. 5).
Rys. 5. Udział źródeł ciepła w miksie energetycznym MPEC Nowy Sącz
Zalety i wady kogeneracji[2][3][4]
W podsumowaniu należy wskazać, że MPEC Nowy Sącz, dzięki wdrożeniu kogeneracji gazowej w dwóch lokalizacjach oraz wykorzystaniu systemowych mechanizmów finansowania, zbudował model transformacji możliwy do replikacji w innych miastach średniej wielkości. W ujęciu systemowym oznacza to dywersyfikację źródeł ciepła, osiągnięcie statusu efektywnego systemu ciepłowniczego oraz wzmocnienie odporności operacyjnej i ekonomicznej.
Przewagi operacyjne i ekonomiczne, które w tym modelu mają istotne znaczenie to m.in.:
- Drugi filar przychodów: sprzedaż energii elektrycznej oraz premia kogeneracyjna stanowią istotne, niezależne od taryfy ciepła źródło wpływów, a w 2024 r. suma tych pozycji przekroczyła 40% przychodów ze sprzedaży energii cieplnej.
- Dywersyfikacja źródeł ciepła i ekologia: Spółka może sięgać po różne źródła ciepła w zależności od sytuacji ekonomicznej na rynku surowców, a dodatkowo silniki kogeneracyjne są niskoemisyjne.
- Elastyczność obciążenia: szybkie dojście do pełnej mocy (4 min. w przypadku silników) ułatwia bilansowanie systemu i ogranicza ryzyko niedogrzania przy nagłych zmianach poboru.
- Logistyka paliwa i niezawodność łańcucha dostaw: paliwo dostarczane gazociągiem eliminuje koszty transportu opału, potrzebę placów składowych i część ryzyk operacyjnych typowych dla paliw stałych.
- Krótsze postoje obsługowo-serwisowe: w praktyce prace konserwacyjne i serwisowe silników są zwykle mniej czasochłonne niż obsługa i remonty źródeł stałopalnych, co poprawia dyspozycyjność systemu w sezonie.
Jednocześnie wdrożenie kogeneracji gazowej tworzy zestaw wyzwań i ryzyk do zarządzenia do których zalicza się m.in.:
- Transformacja kompetencji załogi: przejście z technologii węglowych na silniki gazowe wymaga realnego programu szkoleń, zmiany nawyków eksploatacyjnych i zbudowania nowych procedur bezpieczeństwa oraz utrzymania ruchu.
- Integracja „gazu, energii elektrycznej i ciepła”: ekonomika CHP zależy od jednoczesnego, poprawnego spięcia trzech obszarów (rynek gazu, rynek energii elektrycznej, bilans ciepła), co zwiększa złożoność zarządzania i wymaga kompetencji analitycznych oraz bieżącej optymalizacji pracy źródeł.
- Wysoki CAPEX i znaczenie instrumentów wsparcia: inwestycje kogeneracyjne są kosztochłonne, a opłacalność często wymaga montażu finansowego opartego na dotacjach, premii kogeneracyjnej lub preferencyjnych pożyczkach; bez tego próg wejścia bywa barierą.
- Koszty serwisu i kontraktowania utrzymania: silniki gazowe wymagają planowych przeglądów, dostępu do serwisu i części, a koszty te mogą istotnie wpływać na rachunek ekonomiczny w całym cyklu życia.
- Ryzyka rynkowe i regulacyjne: zmienność cen gazu i energii elektrycznej, a także zmieniające się wymogi unijne (w tym definicja efektywnego systemu do 2050 r.) powodują, że inwestycja musi być wkomponowana w długoterminową mapę drogową miksu, a nie traktowana jako jednorazowe „zastępstwo” dla źródeł stałopalnych.
Przypisy:
[1] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2023/1791 z dnia 13 września 2023 r. w sprawie efektywności energetycznej oraz zmieniająca rozporządzenie (UE) 2023/955.
[2] Bujalski W. Szanse i zagrożenia dla rozwoju kogeneracji. Nowa Energia, 2020, nr 1(71)/2020, 29-35.
[3] Niestępska M. Zarządzanie przychodami a transformacja w ciepłownictwie. Nowa Energia, 2023, nr 4(90)/2023, 23-29.
[4] Kupczak P. Kogeneracja w planowaniu optymalnego miksu energetycznego. Nowa Energia, 2024, nr 1(92)/2024, 36-40.
Źródło: Paweł Kupczak, Prezes Zarządu, Miejskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej w Nowym Sączu sp. z o.o.
Artykuł pochodzi z wydania 1/2026 magazynu ,,Nowa Energia”
