Artykuł omawia rolę kogeneracji gazowej w hybrydowych systemach ciepłowniczych, zintegrowanych z technologiami Power-to-Heat (P2H), magazynami ciepła oraz lokalnymi instalacjami OZE. Przedstawiono znaczenie elastyczności operacyjnej w warunkach transformacji energetycznej oraz zmiennego rynku energii. Wnioski zilustrowano na przykładzie systemu ciepłowniczego i Społeczności Energetycznej w Kamiennej Górze.
Kogeneracja gazowa stanowi kluczowy element infrastruktury regulacyjnej w systemach elektroenergetycznych o rosnącym udziale źródeł odnawialnych, których profil generacji cechuje się wysoką zmiennością oraz brakiem korelacji z dynamicznym zapotrzebowaniem. Jednostki CHP oparte na silnikach lub turbinach gazowych charakteryzują się krótkim czasem osiągania parametrów nominalnych oraz szerokim zakresem pracy w trybie częściowego obciążenia, co pozwala na pełnienie funkcji zasobów DSR, świadczenia regulacji pierwotnej i wtórnej oraz kompensację wahań mocy generowanych w źródłach PV i wiatrowych. W świetle europejskich regulacji – w tym dyrektywy 2018/2001 (RED II), pakietu „Fit for 55” oraz polityki dekarbonizacyjnej – kogeneracja gazowa jest uważana za technologię przejściową, umożliwiającą redukcję emisyjności ciepłownictwa systemowego przy jednoczesnym zachowaniu zdolności regulacyjnych KSE. Zgodnie z „Polityką energetyczną Polski do 2040 r.” rozwój wysokosprawnej kogeneracji ma wspierać transformację sektora komunalno‑ciepłowniczego poprzez zastępowanie źródeł węglowych układami niskoemisyjnymi, zdolnymi do współpracy z magazynami ciepła, sieciami niskotemperaturowymi oraz systemami predykcyjnego sterowania popytem.
Współcześnie istotnym kierunkiem jest integracja kogeneracji z technologiami power‑to‑heat, w tym z elektrodowymi kotłami szczytowymi i pompami ciepła dużej mocy, które pozwalają na konwersję nadwyżek energii elektrycznej z OZE do ciepła sieciowego, zwiększając lokalną elastyczność i ograniczając straty wynikające z redukcji generacji. Rozwiązania te zyskują szczególne znaczenie w modelach ciepłowni hybrydowych, gdzie kogeneracja gazowa pełni funkcję stabilizatora i źródła mocy regulacyjnej, a P2H – konsumenta nadwyżek energii OZE. Przykładem lokalizacji umożliwiającej implementację takiego układu jest Kamienna Góra, w której powołano Społeczność Energetyczną opartą o ciepło i energię elektryczną z OZE. W takich systemach energetycznych układy CHP połączone z technologiami P2H mogą pełnić rolę kluczowych komponentów infrastruktury elastyczności, umożliwiając zarówno bilansowanie energii elektrycznej, jak i optymalizację pracy systemów ciepłowniczych w warunkach rosnącej zmienności OZE.
Rola technologii Power-to-Heat w transformacji i elektryfikacji ciepłownictwa
Ostatnio elastyczność stała się jednym z kluczowych parametrów oceny rozwiązań technicznych w systemie elektroenergetycznym. Wraz ze wzrostem udziału pogodowo-zależnych instalacji OZE przyłączonych do krajowego systemu elektroenergetycznego, narasta potrzeba stosowania rozwiązań zwiększających jego zdolność do bilansowania mocy oraz utrzymania parametrów jakościowych energii elektrycznej. Jednym z takich kierunków jest elektryfikacja ciepłownictwa, poprzez technologie P2H, umożliwiająca kontrolowany wzrost popytu na energię elektryczną w okresach jej nadwyżek. Ze względu na znaczną zmienność generacji energii elektrycznej z OZE oraz brak jej czasowej korelacji z zapotrzebowaniem na ciepło, warunkiem efektywnej integracji technologii P2H z systemami ciepłowniczymi jest zastosowanie magazynów ciepła lub chłodu, umożliwiających separację w czasie procesu konwersji i odbioru energii.
Zgodnie z obowiązującymi przepisami krajowymi ciepło wytwarzane z energii elektrycznej pochodzącej z instalacji OZE może być zakwalifikowane jako zielone ciepło, o ile energia ta została wyprodukowana w ramach tej samej instalacji OZE. W takim przypadku instalacja spełnia definicję odnawialnego źródła energii określoną w art. 2 pkt 13 ustawy o OZE[1], a wytwarzane ciepło uznaje się za pochodzące z OZE, co w sposób bezpośredni wspiera spełnienie kryteriów efektywnego energetycznie systemu ciepłowniczego zgodnie z zapisami Dyrektywy EED[2].
Pomimo dynamicznego rozwoju technologii P2H oraz rosnącego zainteresowania przez sektor ciepłowniczy, rozwiązania te charakteryzują się również istotnymi ograniczeniami funkcjonalnymi i ekonomicznymi. Przede wszystkim takie instalacje nie generują energii elektrycznej i nie są w stanie wspierać systemu w okresach deficytu mocy dyspozycyjnej. Ich efektywność ekonomiczna pozostaje silnie uzależniona od poziomu cen energii elektrycznej oraz kosztów jej dystrybucji, co w praktyce ogranicza ich wykorzystanie do wybranych okresów pracy systemu. W konsekwencji technologię P2H należy postrzegać jako element elastyczności popytowej systemu elektroenergetycznego, skutecznie uzupełniający odnawialne źródła energii, lecz niewystarczający jako rozwiązanie samodzielne. Pełne wykorzystanie potencjału tej technologii wymaga jej integracji z innymi rozwiązaniami technicznymi, w szczególności ze sterowalnymi jednostkami kogeneracyjnymi oraz magazynami ciepła.
Kogeneracja gazowa w nowym paradygmacie rynku energii
W nowoczesnych systemach ciepłowniczych kogeneracja gazowa (CHP) odgrywa istotną rolę jako stabilne i dyspozycyjne źródło energii, niezależne od warunków pogodowych, umożliwiające wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu z wysoką sprawnością całkowitą. W warunkach postępującej transformacji energetycznej oraz rosnącego udziału instalacji OZE w systemach elektroenergetycznych, rola kogeneracji ulega jednak istotnej redefinicji. Zmiany te wynikają zarówno z ewolucji struktury rynku energii elektrycznej, jak i ze wzrostu zapotrzebowania na elastyczne źródła mocy dyspozycyjnej, zdolne do szybkiej reakcji na zmienne warunki pracy systemu elektroenergetycznego.
Szczególne znaczenie w tym kontekście mają jednostki kogeneracyjne oparte na silnikach gazowych, które charakteryzują się krótkimi czasami rozruchu oraz wysoką dynamiką zmian obciążenia. W przeciwieństwie do klasycznych bloków cieplnych, jednostki te mogą pełnić funkcję źródeł uruchamianych w okresach deficytu mocy lub wysokich cen energii elektrycznej, wspierać proces bilansowania mocy, ograniczać ryzyko występowania deficytów energii elektrycznej oraz przyczyniać się do poprawy bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego. Ich znaczenie rośnie szczególnie w okresach niskiej generacji wiatrowej i fotowoltaicznej.
Obecnie bardzo istotnym staje się integracja CHP z systemami ciepłowniczymi wyposażonymi w magazyny ciepła oraz P2H. Pozwala to na czasowe rozdzielenie produkcji energii elektrycznej i zapotrzebowania na ciepło. Rozwiązanie to znacząco zwiększa elastyczność operacyjną jednostek kogeneracyjnych oraz pozwala na prowadzenie ich pracy w sposób zoptymalizowany dla uwarunkowań rynkowych i bilansowych systemu elektroenergetycznego. W konsekwencji kogeneracja gazowa staje się jednym z kluczowych elementów hybrydowych systemów ciepłowniczych.
Hybrydowy model współpracy: kogeneracja – Power-to-Heat – magazyn ciepła
W dyskusji dotyczącej elektryfikacji ciepłownictwa często pojawia się założenie, że w sezonie letnim kogeneracja gazowa traci ekonomiczne uzasadnienie na rzecz technologii P2H, ze względu na spodziewane niskie ceny energii elektrycznej oraz wysokie obciążenie sieci wynikające z intensywnej generacji z instalacji OZE. Takie podejście nie uwzględnia jednak możliwości integracji jednostek kogeneracyjnych z odpowiednio dobranym magazynem ciepła oraz aktywnego zarządzania ich pracą.
Nieznaczne przewymiarowanie mocy jednostek CHP, w porównaniu do zapotrzebowania systemu ciepłowniczego poza sezonem grzewczym, w połączeniu z magazynem ciepła, pozwala na jednoczesne zapewnienie dostaw ciepła przy zwiększonej produkcji energii elektrycznej. W warunkach elastycznej eksploatacji kogeneracja gazowa może być sterowana w sposób analogiczny do instalacji P2H, tj. uruchamiana w okresach wysokiej opłacalności, wytwarza energię elektryczną przy jednoczesnym ładowaniu magazynu ciepła. Zgromadzona nadwyżka energii cieplnej może być następnie wykorzystana do pokrycia zapotrzebowania systemu ciepłowniczego w okresach niekorzystnych sygnałów rynkowych lub ograniczonej pracy źródeł wytwórczych. Dodatkowym czynnikiem poprawiającym opłacalność takiego modelu jest system wsparcia w postaci premii kogeneracyjnej, który w połączeniu z przychodami ze sprzedaży energii elektrycznej, może prowadzić do sytuacji, w której efektywność ekonomiczna kogeneracji – również poza sezonem grzewczym – przewyższa rozwiązania oparte wyłącznie na P2H.
W takich uwarunkowaniach rola instalacji Power-to-Heat w zintegrowanych ciepłowniach może okazać się mniejsza, niż wynika to z uproszczonych analiz nieuwzględniających współpracy z jednostkami kogeneracyjnymi i magazynami ciepła. Zasadne staje się podejście hybrydowe, w którym poszczególne technologie pełnią funkcje komplementarne, a ich praca jest podporządkowana bieżącej sytuacji rynkowej oraz potrzebom systemu elektroenergetycznego.
Znaczenie hybrydowych układów łączących kogenerację, technologie P2H oraz magazyny ciepła znajduje potwierdzenie w Strategii PSE[3], w której sektor ciepłowniczy wskazany jest jako istotne źródło elastyczności dla Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Zwrócono uwagę, że magazynowanie energii cieplnej oraz jej wytwarzanie z energii elektrycznej stwarza realne możliwości wsparcia procesów bilansowania KSE. Postępująca elektryfikacja ciepłownictwa, w połączeniu z kogeneracją, kotłami elektrodowymi i magazynami ciepła, umożliwia elastyczne sterowanie poborem mocy oraz przesuwanie zużycia energii w czasie.
Potwierdzeniem skuteczności takiego podejścia są doświadczenia systemów ciepłowniczych w Skandynawii, w szczególności w Danii, gdzie obserwuje się odejście od pojedynczych, dużych bloków gazowych na rzecz kilku mniejszych i elastycznych jednostek wytwórczych. Wykorzystanie nowoczesnych hybrydowych układów umożliwia jednoczesne kształtowanie zarówno produkcji, jak i poboru energii elektrycznej, co przyczynia się do stabilizacji pracy systemu elektroenergetycznego oraz ograniczenia zmienności cen ciepła systemowego. Kluczowym elementem integrującym funkcjonowanie takich układów jest magazyn ciepła, który warunkuje osiągnięcie wysokiego poziomu elastyczności operacyjnej takiego systemu.
W ramach realizacji Strategii Grupy TAURON planowane jest wdrożenie takiego podejścia, m.in. w systemie ciepłowniczym w Kamiennej Górze, gdzie projektowane rozwiązania ukierunkowane są na elastyczną współpracę źródeł wytwórczych oraz stabilizację pracy lokalnego systemu energetycznego.
Integracja kogeneracji, power-to-heat i magazynu ciepła na przykładzie systemu ciepłowniczego Kamiennej Góry
(rys. Hybrydowe źródło ciepła na przykładzie planowanej inwestycji w Kamiennej Górze)
System ciepłowniczy w Kamiennej Górze, eksploatowany przez TAURON Ciepło sp. z o.o., obejmuje wytwarzanie, przesyłanie oraz dystrybucję ciepła na potrzeby centralnego ogrzewania i przygotowania ciepłej wody użytkowej. Dostawa ciepła realizowana jest za pośrednictwem sieci ciepłowniczej o łącznej długości ok. 13 km, zasilanej z kilku źródeł ciepła o zróżnicowanej strukturze paliwowej i temperaturowej. Obecnie podstawowym źródłem wytwarzania ciepła pozostaje ciepłownia opalana węglem kamiennym, a system znajduje się na etapie rozpoczętych działań na rzecz procesu dekarbonizacji, obejmującego odstąpienie od węgla na rzecz niskoemisyjnych i elastycznych technologii wytwórczych.
W ramach transformacji energetycznej systemu ciepłowniczego w Kamiennej Górze przyjęto koncepcję opartą na hybrydowym źródle ciepła, obejmującym jednostkę kogeneracji gazowej, kocioł elektrodowy, kocioł gazowy oraz magazyn ciepła wraz z farmą fotowoltaiczną. Taki model umożliwia elastyczne kształtowanie produkcji ciepła w zależności od bieżących cen energii elektrycznej oraz warunków pracy systemu elektroenergetycznego, zgodnie z mechanizmami opisanymi w poprzednich rozdziałach. Równolegle, w lutym 2025 r. w Kamiennej Górze zawiązana została Społeczność Energetyczna pn. „Energia Ziemi Kamiennogórskiej”, skupiająca17 partnerów, której obszar działania obejmuje teren powiatu kamiennogórskiego. Członkowie Społeczności planują rozwój lokalnych instalacji OZE, w tym farm fotowoltaicznych oraz turbin wiatrowych, co ma na celu zwiększenie samowystarczalności energetycznej oraz ograniczenie kosztów zakupu energii elektrycznej z systemu zewnętrznego. Zakłada się, że nadwyżki energii elektrycznej będą mogły być magazynowane zarówno w magazynach energii elektrycznej, jak i w magazynie ciepła zlokalizowanym przy centralnej ciepłowni. Dla Społeczności w Kamiennej Górze opracowywana zostaje również koncepcja systemu wspomagającego zarządzanie, bilansowanie, monitoring i rozliczanie przepływu energii, stanowiąca podstawę jej rozwoju i rozliczeń pomiędzy partnerami.
W ramach opracowanej Koncepcji Rozwoju Społeczności Energetycznej w Kamiennej Górze przeprowadzono analizę profili produkcji oraz bilansów energii elektrycznej i cieplnej, która jednoznacznie wskazuje, że kluczowym czynnikiem determinującym efektywność funkcjonowania klastra nie jest wyłącznie skala zainstalowanych mocy w odnawialnych źródłach energii, lecz sposób ich integracji z lokalnymi odbiorami oraz systemami magazynowania energii. Zastosowanie modelu opartego na optymalizacji popytu – w szczególności poprzez wykorzystanie energii elektrycznej na potrzeby systemu ciepłowniczego oraz ładowanie magazynu ciepła – umożliwia wysoki poziom zagospodarowania lokalnie wytwarzanej energii i ograniczenie strat wynikających z jej odsprzedaży do sieci OSD. Celem działań Społeczności są osiągniecie wysokiego poziomu autokonsumpcji, poprawa efektywności ekonomicznej oraz zwiększenie odporności na zmienność cen energii elektrycznej, przy jednoczesnym wsparciu pracy lokalnego systemu elektroenergetycznego i ciepłowniczego. Zgodnie z Koncepcją Rozwoju, po przeprowadzeniu wszystkich planowanych inwestycji w OZE, poziom autokonsumpcji zmieni się z 100% na 73,28%, a poziom samowystarczalności wzrośnie z 9,86% do 45,38%.
Istotnym elementem tego modelu jest właściwy dobór pojemności i mocy akumulatora ciepła zlokalizowanego w centralnej ciepłowni w Kamiennej Górze, który pełni funkcję integratora pracy jednostki kogeneracyjnej, kotła elektrodowego oraz pozostałych źródeł gazowych, a jednocześnie umożliwia efektywne zagospodarowanie energii elektrycznej przekazywanej do systemu ciepłowniczego przez członków Społeczności. Planowany magazyn ciepła pełni dwie kluczowe funkcje: z jednej strony stanowi bufor pozwalający na przyjęcie nadwyżek energii elektrycznej wytwarzanej lokalnie w instalacjach OZE, poprzez jej konwersję na ciepło i akumulację w systemie, z drugiej strony umożliwia rozdzielenie w czasie produkcji energii elektrycznej i zapotrzebowania na ciepło, co pozwala na elastyczną i optymalną pracę kogeneracji zgodnie z sygnałami rynkowymi. W rezultacie akumulator ciepła zapewnia stabilną pracę źródeł gazowych, zwiększając udział kogeneracji w miksie wytwórczym oraz eliminując konieczność częstej pracy jednostek w reżimach nieoptymalnych.
Podsumowanie
Wprowadzenie technologii P2H do systemów ciepłowniczych jest odpowiedzią na coraz to większe nadwyżki energii elektrycznej OZE w systemie elektroenergetycznym. Produkcja ciepła w procesie konwersji zielonej energii na ciepło systemowe determinowana jest jej nadwyżką w sieci i niską ceną. Jednakże należy w procesie inwestycyjnym uwzględnić akumulację ciepła, która pozwoli na zabezpieczenie dostaw ciepła w momencie znacznego wzrostu cen energii elektrycznej. W takim momencie pojawiają się korzystne warunki do włączenia kogeneracji gazowej, która zarobi na produkcji energii elektrycznej do sieci, natomiast ciepło może być skierowane w zależności od potrzeb, do systemu ciepłowniczego, bądź do magazynu ciepła.
Zastosowanie tak zintegrowanego hybrydowego źródła ciepła wraz z magazynem ciepła (CHP+P2H+AKU) wpływa pośrednio na strukturę kosztów wytwarzania ciepła, prowadząc do:
- wysokiej elastyczności operacyjnej systemu,
- zwiększenia wykorzystania energii elektrycznej z lokalnych instalacji OZE i w okresach niskich cen przez urządzenia P2H,
- ograniczenia pracy źródeł w warunkach obniżonej sprawności,
- wzrostu zysku z premii kogeneracyjnej dzięki umożliwieniu zwiększonej pracy układu kogeneracyjnego,
- istotnej poprawy ekonomiki wytwarzania ciepła,
- zapewnienia udziału kogeneracji i P2H na poziomie przekraczającym 50% miksu wytwórczego,
- utrzymania racjonalnego poziomu nakładów inwestycyjnych.
[1] Ustawa o odnawialnych źródłach energii (Dz.U. z 2023 r. poz. 1436)
[2] Art. 26 Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2023/1791
[3] STRAŻNIK I ARCHITEKT Strategia PSE do roku 2040, Polskie Sieci Elektroenergetyczne
Źródło: Mgr inż. Hanna Jędrzejewska, dr inż. Paweł Pilarz, TAURON Ciepło sp. z o.o.
