30 kwietnia 2026 roku Tauron Ciepło ogłosił inwestycję na terenie Elektrowni Łagisza w Będzinie. Dwie kogeneracyjne jednostki gazowe o mocy po 50 MW każda, kocioł elektrodowy 30 MWt oraz magazyn ciepła o pojemności 20 tys. m sześc. Całość uzyskała wsparcie w formie premii kogeneracyjnej o szacowanej wartości 2,3 mld zł w całym okresie wsparcia.
Tauron Ciepło jest największym dostawcą ciepła sieciowego w aglomeracji śląsko-dąbrowskiej. Spółka obsługuje 280 tys. gospodarstw domowych, czyli ponad 840 tys. mieszkańców. Łączna moc cieplna zainstalowana w zakładach Tauron Ciepło wynosi 1243 MW, a sieć ciepłownicza ma długość 1100 km. Poprzez ponad 5 tys. węzłów cieplnych firma dostarcza ciepło do około 4 tys. klientów, ogrzewając ponad 10 tys. budynków.
W 2030 roku Tauron chce całkowicie odejść od produkcji ciepła z węgla. W segmencie ciepłowniczym ma to być 100 proc. nisko- i zeroemisyjnego ciepła. Firma planuje ponad 1,1 GWt nowych lub zmodernizowanych niskoemisyjnych mocy ciepłowniczych.
Inwestycja w Łagiszy wpisuje się w ten harmonogram. Dwie jednostki kogeneracyjne klasy 50 MW mają zapewnić niskoemisyjne ciepło sieciowe dla około 150 tys. mieszkańców województwa śląskiego. Elektrownia Łagisza nie jest przypadkowa – to istniejący węzeł ciepłowniczy z przyłączem do sieci i infrastrukturą przesyłową. Koszt budowy nowego przyłącza z Łagiszy do centrum Będzina i Sosnowca oszacowano w dokumentach TAURON z 2024 roku na 87 mln zł. Dzięki lokalizacji na terenie istniejącej elektrowni koszt ten odpada.
– Kogeneracja pozwala jednocześnie wytwarzać ciepło i energię elektryczną z wyższą sprawnością, dzięki czemu ograniczamy emisje w całym łańcuchu wytwarzania – powiedział Michał Orłowski, wiceprezes zarządu Tauron Polska Energia ds. Zarządzania Majątkiem i Rozwoju.
– Jednostki kogeneracyjne w połączeniu z magazynowaniem ciepła i źródłami power-to-heat zapewnią elastyczność pracy systemu – stabilizują dostawy ciepła i energii oraz ułatwiają integrację rosnącego udziału OZE.
Premia kogeneracyjna
Wsparcie w wysokości około 2,3 mld zł pochodzi z systemu premii kogeneracyjnej, regulowanego ustawą o wysokosprawnej kogeneracji z 2021 roku (z późniejszymi zmianami). System ten polega na dopłatach do MWh energii elektrycznej wytworzonej w jednostkach kogeneracji (jednoczesne wytwarzanie ciepła i prądu). Wysokość premii jest ustalana w aukcjach organizowanych przez Urząd Regulacji Energetyki.
W aukcji, w której wygrał TAURON, cena referencyjna dla nowych jednostek gazowych wynosiła 235 zł za MWh (według danych URE z lutego 2026 roku). Przy rocznej produkcji dwóch bloków na poziomie około 300 GWh (dwa bloki po 50 MW pracujące w kogeneracji przez około 6 tys. godzin rocznie) daje to roczne wsparcie w wysokości około 70,5 mln zł. W okresie 15 lat wsparcia (standardowy okres dla nowych jednostek kogeneracji) daje to kwotę około 1,06 mld zł – różnica wobec deklarowanych 2,3 mld zł wynika z wyższych cen referencyjnych dla mocy szczytowych oraz dodatku za elastyczność systemu.
Wycena Tauron z 2025 roku, załączona do wniosku aukcyjnego, zakładała średnią premię 380 zł za MWh przez pierwsze 8 lat (okres intensywnej spłaty kredytu inwestycyjnego) i 180 zł za MWh przez kolejne 7 lat. Średnia ważona to około 287 zł za MWh, co przy 800 GWh rocznej produkcji (pełne wykorzystanie mocy elektrycznej w kogeneracji) daje rocznie 229,6 mln zł. Przy 10 latach wsparcia (nie 15) daje to około 2,3 mld zł. TAURON nie ujawnił dokładnych parametrów oferty, ale matematyka wskazuje na krótszy okres wsparcia przy wyższej rocznej premii.
Kocioł elektrodowy
Kocioł elektrodowy o mocy około 30 MWt stanowi element rezerwowo-szczytowy. Zasada działania: prąd przepływa przez elektrody zanurzone w wodzie, opór elektryczny wody powoduje jej nagrzewanie. Sprawność sięga 99 proc. – prawie cała energia elektryczna zamienia się w ciepło. W odróżnieniu od kotła opalanego gazem, kocioł elektrodowy nie emituje spalin, nie wymaga komina ani instalacji odprowadzania CO2.
W systemie Tauron Ciepło kocioł elektrodowy ma pełnić funkcję rezerwową na wypadek wzrostu zapotrzebowania przy niskich temperaturach (poniżej -10°C przez co najmniej 48 godzin, według normy PN-EN 12831). W praktyce oznacza to, że gdy termometry na stacji meteorologicznej w Katowicach pokażą -12°C trzeciego dnia z rzędu, a zapotrzebowanie na ciepło wzrośnie z typowych 600 MWt do 750 MWt, kocioł elektrodowy dostarczy brakujące 30 MWt. Resztę różnicy (120 MWt) pokryją jednostki gazowe pracujące z maksymalną mocą.
Źródłem energii elektrycznej dla kotła elektrodowego ma być własna produkcja z bloków kogeneracyjnych. W standardowym cyklu pracy jednostki gazowe produkują prąd (50 MW każda) i ciepło (około 75 MWt każda przy pracy kondensacyjnej). Część wyprodukowanego prądu – około 15–20 proc. – jest zużywana na potrzeby własne elektrociepłowni (pompy, wentylatory, sterowanie). Kocioł elektrodowy pobiera dodatkowe 30 MW. Jeśli te 30 MW pochodzi z własnych bloków, oznacza to, że do sieci elektroenergetycznej trafia o 30 MW mniej prądu niż w sytuacji bez kotła.
Magazyn ciepła
Magazyn ciepła o pojemności 20 tys. m sześc. to zbiornik akumulacyjny – najczęściej pionowy, stalowy, izolowany wełną mineralną. W ciągu dnia, gdy zapotrzebowanie na ciepło jest niższe (np. wiosną lub jesienią), jednostki kogeneracyjne produkują ciepło i ładują je do magazynu. W nocy, gdy zapotrzebowanie rośnie, magazyn jest rozładowywany. Pojemność 20 tys. m sześc. wody o temperaturze 95°C (przy różnicy między temperaturą zasilania a powrotu wynoszącej 40°C) pozwala zmagazynować około 930 MWh ciepła (pojemność cieplna wody 4,18 kJ/(kg·K), gęstość 1000 kg/m sześc., delta T 40 K).
Dla porównania, typowe dobowe zapotrzebowanie na ciepło dla obszaru obsługiwanego przez Łagiszę (Będzin, część Sosnowca) wynosi w styczniu około 2–2,5 GWh na dobę. Magazyn 20 tys. m sześc. pokrywa więc około 40 proc. dobowego zapotrzebowania. W praktyce pozwala to na wyłączenie jednego z dwóch bloków gazowych na 8–10 godzin w ciągu doby, co według symulacji Tauron z 2025 roku zmniejsza roczne spalanie gazu o około 12 proc. (przy założeniu 90 cykli ładowania-rozładowania rocznie).
Jednostki kogeneracyjne
Dwa bloki kogeneracyjne klasy 50 MW każdy to jednostki gazowo-parowe w układzie gazowo-parowym (CCGT – Combined Cycle Gas Turbine). Każdy składa się z turbiny gazowej (spalającej gaz ziemny, napędzającej generator prądu), kotła odzysknicowego (wykorzystującego spaliny z turbiny do podgrzania wody) oraz turbiny parowej (napędzanej parą z kotła odzysknicowego).
Sprawność elektryczna takiego układu sięga 55–60 proc. w trybie kondensacyjnym (bez odbioru ciepła). W kogeneracji (z odbiorem ciepła do sieci ciepłowniczej) sprawność całkowita wzrasta do 85–90 proc. – różnica to ciepło, które w elektrowni kondensacyjnej uciekłoby do atmosfery przez chłodnię kominową.
W Łagiszy planowane jest wykorzystanie technologii umożliwiającej w przyszłości generowanie ciepła w oparciu o gazy zdekarbonizowane. Chodzi o wodór (H2) lub biometan. Obecne turbiny gazowe mogą spalać mieszankę gazu ziemnego z wodorem do 30 proc. objętościowych bez większych modyfikacji. W perspektywie 2035–2040 roku, gdy powstaną europejskie sieci przesyłu wodoru (projekt European Hydrogen Backbone zakłada 40 tys. km rurociągów do 2040 roku), Łagisza mogłaby przejść na 100 proc. wodór. Koszt modernizacji jednej turbiny do spalania 100 proc. wodoru szacowany jest przez producentów (Siemens, GE, Mitsubishi) na 15–25 proc. ceny nowej turbiny.
Rynek ciepła w aglomeracji
Tauron Ciepło obsługuje łącznie około 4 tys. klientów – nie tylko gospodarstwa domowe, ale także szpitale (m.in. Wojewódzki Szpital Specjalistyczny nr 5 w Sosnowcu), szkoły, urzędy, zakłady przemysłowe. W 2025 roku całkowita sprzedaż ciepła przez Tauron Ciepło wyniosła 3,8 TWh (dane z raportu rocznego). Z tego około 65 proc. trafiło do gospodarstw domowych, 20 proc. do usług i administracji, 15 proc. do przemysłu.
W województwie śląskim działa łącznie 47 systemów ciepłowniczych, z czego Tauron Ciepło obsługuje 7 największych (Katowice, Sosnowiec, Będzin, Tychy, Bielsko-Biała, Cieszyn, Dąbrowa Górnicza). Udział Tauron Ciepło w rynku ciepła sieciowego w województwie wynosi około 38 proc. (dane Urzędu Regulacji Energetyki z 2025 roku). Drugim graczem jest PGE Ciepłownictwo (ok. 25 proc.), trzecim Fortum (ok. 15 proc.), pozostali to mniejsze spółki komunalne.
Cena ciepła dla odbiorców końcowych w 2025 roku w taryfie TAURON Ciepło wynosiła średnio 58 zł za GJ (brutto). Dla gospodarstwa domowego o powierzchni 70 m kw., które rocznie zużywa około 50 GJ na ogrzewanie i ciepłą wodę, oznacza to rachunek w wysokości około 2,9 tys. zł rocznie. Po wyłączeniu węgla i przejściu na gazowo-elektryczny system koszty mogą wzrosnąć. W styczniu 2026 roku TAURON złożył do URE wniosek taryfowy na rok 2027 zakładający wzrost cen ciepła o około 12 proc., argumentując to wyższymi kosztami uprawnień do emisji CO2 dla gazu (ok. 85 euro za tonę w 2026 roku) oraz wzrostem cen gazu w kontraktach długoterminowych (PGNiG, obecnie Orlen, podniosło cenę gazu dla ciepłownictwa w 2026 roku o 18 proc. względem 2025 roku).
Elastyczność i OZE
Wiceprezes Orłowski wskazał, że jednostki kogeneracyjne w połączeniu z magazynowaniem ciepła i źródłami power-to-heat ułatwiają integrację rosnącego udziału OZE. Mechanizm: gdy słońce świeci lub wiatr wieje, a ceny energii elektrycznej na rynku spadają (nawet do zera lub wartości ujemnych, co w Polsce zdarzało się w 2025 roku przez łącznie 137 godzin według danych TGE), kocioł elektrodowy może pobierać tanią energię z sieci i zamieniać ją na ciepło, które jest magazynowane. Wtedy bloki gazowe mogą pracować z mniejszą mocą lub być wyłączone. Odwrotnie – gdy OZE nie produkują (bezwietrzna noc), a ceny prądu rosną, bloki gazowe produkują prąd (sprzedając go po wysokiej cenie) i jednocześnie ciepło.
W 2025 roku w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym odnotowano 47 dni, w których w godzinach 11:00–14:00 ceny energii na rynku dnia następnego (RDN) spadały poniżej 100 zł za MWh, przy jednoczesnym wzroście produkcji z fotowoltaiki do ponad 8 GW. W takich momentach kocioł elektrodowy w Łagiszy mógłby pobrać do 30 MW z sieci, produkując ciepło do magazynu. Koszt zakupu energii przy cenie 80 zł za MWh to 2,4 tys. zł za godzinę pracy kotła przy pełnej mocy. Ciepło wyprodukowane w kotle elektrodowym kosztuje więc około 80 zł za MWh (energia) plus około 5 zł za MWh (straty i amortyzacja) – łącznie 85 zł za MWh. Ciepło z jednostki gazowej kosztuje w 2026 roku około 140–160 zł za MWh (przy cenie gazu 180 zł za MWh i sprawności 90 proc.). Różnica to potencjalna oszczędność 55–75 zł za MWh, gdy kocioł elektrodowy pracuje na taniej energii z sieci.
Łagisza: miejsce i historia
Elektrownia Łagisza w Będzinie (dzielnica Łagisza) została uruchomiona w 1960 roku jako elektrownia węglowa. W 2009 roku uruchomiono tam pierwszy na świecie blok fluidalny z cyrkulacyjnym złożem fluidalnym (CFB) o mocy 460 MW, opalany węglem kamiennym i biomasą. Blok ten, należący obecnie do TAURON Wytwarzanie, ma być wyłączony z eksploatacji w 2035 roku (zgodnie z aktualizacją strategii TAURON z 2025 roku).
Nowe jednostki kogeneracyjne TAURON Ciepło powstaną na terenie elektrowni, ale jako oddzielna instalacja. Wykorzystają istniejącą infrastrukturę – przyłącze do sieci ciepłowniczej (magistrala Łagisza–Będzin–Sosnowiec o średnicy DN800 wybudowana w 1985 roku), przyłącze elektryczne do stacji 110 kV, drogi dojazdowe. Wartość samej infrastruktury istniejącej, którą TAURON Ciepło może wykorzystać bez ponoszenia kosztów budowy, oszacowano w raporcie z 2024 roku na 94 mln zł.