Polskie Towarzystwo Energetyki Cieplnej (PTEC) podczas VI Kongresu Ciepłownictwa w Nałęczowie (4-6 czerwca 2025) zaprezentowało raport „Integracja sektora ciepłowniczego i elektroenergetycznego”. Dokument podkreśla, że współpraca sektorów ciepłowniczego i elektroenergetycznego (sector coupling) może obniżyć koszty produkcji ciepła do 30 PLN/GJ, zredukować emisje CO2 i zwiększyć elastyczność Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE) dzięki technologiom takim jak kogeneracja, Power to Heat i magazyny ciepła. Transformacja wymaga jednak zmian regulacyjnych i finansowania rzędu 299-466 miliardów złotych do 2050 roku.
Raport PTEC, zaprezentowany na VI Kongresie Ciepłownictwa w Nałęczowie, analizuje kondycję sektora ciepłownictwa systemowego w Polsce, który dostarcza ciepło do około 15 mln mieszkańców, w tym 70 procent populacji miejskiej. Dokument wskazuje, że integracja z sektorem elektroenergetycznym (sector coupling) jest odpowiedzią na wyzwania transformacji energetycznej, wynikające z unijnego pakietu „Fit for 55” i rosnącej roli odnawialnych źródeł energii (OZE).
– Ciepło systemowe zyskuje nową rolę – stabilizatora, integratora i aktywnego uczestnika przekształceń w elektroenergetyce – podkreśla Dariusz Marzec, prezes PGE i PTEC.
Stan sektora ciepłownictwa
- Ciepło systemowe dociera do 15 milionów Polaków, głównie w miastach. Sieć ciepłownicza rośnie, ale udział sieci niskotemperaturowych pozostaje marginalny.
- Struktura paliw: Węgiel dominuje (61,2 procent w 2023 roku), ale jego udział spada. Gaz ziemny (13 procent) i OZE (głównie biomasa, 97 procent ciepła z OZE) zyskują na znaczeniu.
- W 2023 roku źródła kogeneracyjne wyprodukowały 62 procent ciepła systemowego i 27 TWh energii elektrycznej (16 procent krajowej produkcji prądu).
Wyzwania KSE
- Boom OZE: Moc instalacji fotowoltaicznych wzrosła z 1 GW w 2019 roku do ponad 21 GW w 2024 roku. OZE stanowią 46,2 procent z 72 GW całkowitej mocy KSE.
- Niestabilność: W 2024 roku odnotowano 680 GWh nierynkowego redysponowania OZE, a w okresie styczeń-kwiecień kolejne 390 GWh. Ujemne ceny energii wystąpiły przez 186 godzin w 2024 roku i 129 godzin w I kwartale 2025 roku.
Raport PTEC proponuje integrację sektorów poprzez technologie takie jak kogeneracja, Power to Heat (PtH) i magazyny ciepła, które mogą stabilizować KSE, wykorzystując nadwyżki energii z OZE. Po raz pierwszy przeprowadzono roczną optymalizację pracy systemu ciepłowniczego (2024–kwiecień 2025) na podstawie danych z Towarowej Giełdy Energii i KSE. Analiza objęła pięć wariantów dla systemu o mocy 725 MW:
- Wariant 1: Kogeneracja i kotły węglowe (stan obecny).
- Wariant 2: Kogeneracja + PtH + magazyny ciepła – najniższe koszty zmienne (30 PLN/GJ).
- Wariant 2B: Jak Wariant 2, z większym udziałem PtH przy OZE >40 procent.
- Wariant 2C: Jak Wariant 2, bez wsparcia dla kogeneracji.
- Wariant 3: Ciepło z gazu, biomasy, pomp ciepła i PtH (bez kogeneracji).
Wariant 2 okazał się najefektywniejszy, obniżając koszty zmienne o 16 procent w porównaniu do scenariusza węglowego i o 143 procent w porównaniu do wariantu bez kogeneracji.
– Raport pokazuje, że ciepłownictwo systemowe powinno stać się aktywnym uczestnikiem transformacji elektroenergetycznej – wskazuje Monika Gruźlewska, dyrektorka PTEC.
Korzyści integracji:
- Wariant 2 osiągnął koszt 30 PLN/GJ dzięki synergii kogeneracji i PtH.
- Wykorzystanie OZE i magazynów ciepła zmniejsza emisyjność systemów.
- Ciepłownictwo może bilansować nadwyżki OZE, redukując nierynkowe redysponowanie.
Technologie wspierające transformację
- Produkcja ciepła i prądu w jednym procesie zwiększa efektywność paliwową i redukuje emisje. W 2023 roku odpowiadała za 62 procent ciepła systemowego. Raport rekomenduje wydłużenie wsparcia dla kogeneracji po 2040 roku.
- Pompy ciepła i kotły elektrodowe przekształcają energię z OZE na ciepło. Aby uznać ciepło z kotłów elektrodowych za odnawialne, potrzebne są zmiany regulacyjne.
- Zwiększają elastyczność systemów, umożliwiając przechowywanie nadwyżek energii. Brak regulacji taryfowych hamuje ich rozwój.
Rekomendacje PTEC
Dla skutecznej integracji sektorów raport proponuje zmiany regulacyjne, finansowe i administracyjne:
- Uznanie ciepła z kotłów elektrodowych za odnawialne, obniżenie opłat za moc zamówioną, preferencyjne przyłącza do sieci.
- Wydłużenie terminów realizacji projektów, złagodzenie kar za opóźnienia, zwiększenie premii kogeneracyjnych, utrzymanie stabilnych taryf.
- Wprowadzenie regulacji taryfowych i pomocy publicznej dla ich budowy.
- Zwiększenie pomocy publicznej do 60 procent kosztów kwalifikowalnych, podniesienie progu notyfikacji do 200 milionów euro, przedłużenie Funduszu Modernizacyjnego po 2030 roku. Szacowane koszty transformacji to 299-466 miliardów złotych do 2050 roku.
- Uproszczenie procedur dla inwestycji w PtH i inne technologie zeroemisyjne.
Źródło: PTEC
