Coraz więcej zielonej energii idzie na marne. Ciepłownictwo mogłoby ją wykorzystać
W 2025 r. w Polsce ograniczono produkcję łącznie ok. 1,4 TWh energii z odnawialnych źródeł. Jest to niemal dwukrotnie więcej niż rok wcześniej. 97,8 proc. tych przypadków wynikało z braku elastyczności systemu, a nie ograniczeń sieciowych. Nowy raport organizacji PSEW, RE-Source Poland Hub i Horizons Power to Heat wskazuje, że nadwyżki energii z OZE mogłoby zagospodarować ciepłownictwo systemowe.
Z raportu „Sector Coupling w Polsce” wynika, że w 2025 r. w Polsce ograniczono produkcję łącznie ok. 1,4 TWh energii z OZE. To niemal dwukrotnie więcej niż rok wcześniej. W 2024 r. wynik ten sięgnął poziomu 731,4 GWh, z czego 84,5 proc. dotyczyło instalacji fotowoltaicznych, a 15,5 proc. farm wiatrowych. Aż 70,3 proc. redukcji przypadło na weekendy i dni wolne od pracy, gdy popyt na energię jest niższy. Jednocześnie liczba godzin z ujemnymi cenami energii elektrycznej wzrosła do 315. W 2023 r. było to zaledwie 19 godzin, a w 2024 r. 186. Autorzy podkreślają, że 97,8 proc. przypadków ograniczeń produkcji OZE wynikało z braku elastyczności systemu elektroenergetycznego, a nie z ograniczeń przepustowości sieci. Problemem jest dziś przede wszystkim brak odbiorców zdolnych wykorzystać nadwyżki energii, a nie fizyczne możliwości jej przesyłu.
Dane cząstkowe za pierwszą połowę 2025 r. pokazują dalsze przyspieszenie tego zjawiska. Od stycznia do końca czerwca operatorzy ograniczyli już 879 GWh energii z fotowoltaiki i wiatru o wartości nominalnej ok. 375 mln zł. Jest to wolumen większy niż w całym 2024 r. W tym samym okresie liczba godzin z ujemnymi cenami przekroczyła 251, a minimalna cena w szczycie generacji OZE spadła momentami do ok. -568 zł/MWh. Zjawisko to jest bezpośrednią konsekwencją rosnącego udziału OZE w miksie energetycznym. W 2025 r. OZE odpowiadały już za 31,4 proc. krajowej produkcji energii elektrycznej (wobec 13,2 proc. w 2015 r., 27,1 proc. w 2023 r. i 29,4 proc. w 2024 r.), a w wybranych godzinach udział samej energetyki wiatrowej i słonecznej w produkcji sięgał nawet 73 proc.
Ciepłownictwo jako naturalny odbiorca nadwyżek?
Polskie ciepłownictwo systemowe jest drugim co do wielkości rynkiem w Europie, zaraz po niemieckim. Dysponuje mocą zainstalowaną na poziomie ok. 52 GWt, a przychody sektora szacowane są na ok. 42 mld zł rocznie (dane URE za 2024 r.). Ciepło systemowe zaspokaja potrzeby grzewcze 44,3 proc. polskich gospodarstw domowych (GUS, 2024 r.), a sieci ciepłownicze mają łączną długość ponad 23 tys. km. W 2024 r. przedsiębiorstwa ciepłownicze wyprodukowały ok. 102 TWh ciepła (w tym ok. 64 proc. w kogeneracji), co odpowiada blisko 60 proc. krajowej produkcji energii elektrycznej. Z tego do odbiorców trafiło 57,4 TWh.
Ciepłownictwo węglem stoi, ale to się zmienia
Sektor pozostaje jednak silnie zależny od paliw kopalnych. Udział węgla w energii chemicznej paliw zużywanych w koncesjonowanych źródłach ciepła wyniósł w 2024 r. 57,4 proc., choć spadł z poziomu 81,7 proc. w 2002 r. Dzięki swojej skali sektor może, zdaniem autorów raportu, stać się naturalnym odbiorcą nadwyżek energii z OZE i ważnym elementem zwiększającym elastyczność krajowego systemu elektroenergetycznego.
Presję na dekarbonizację ciepłownictwa wywiera dodatkowo unijna dyrektywa EED (ang. Energy Efficiency Directive), która stopniowo zaostrza definicję „efektywnego systemu ciepłowniczego”. Regulacje unijne wymagają, aby do 2027 r. udział OZE, ciepła odpadowego lub wysokosprawnej kogeneracji wyniósł co najmniej 50 proc. Od 2035 r. ten wskaźnik ma wynieść min. 20 proc. OZE, od 2040 r. – min. 35 proc., od 2045 r. – min. 75 proc., a od 2050 r. – 100 proc. Autorzy raportu podkreślają, że w praktyce oznacza to, iż modernizacja ciepłownictwa nie może polegać na prostym zastąpieniu węgla gazem, ponieważ przenosi to jedynie ryzyko cen paliwa i przyszłych wymogów emisyjnych na później.
Kluczową rolę mają tu odegrać technologie Power-to-Heat – przede wszystkim kotły elektrodowe i wielkoskalowe pompy ciepła. Te urządzenia pozwolą zamieniać nadwyżki energii elektrycznej na ciepło. W połączeniu z magazynami ciepła umożliwiają one zwiększenie wykorzystania energii z OZE, ograniczenie konieczności redukcji pracy instalacji odnawialnych oraz stopniowe zmniejszanie zużycia paliw kopalnych w ciepłownictwie.
– Raport (…) wpisuje się w strategię rozwoju ciepłownictwa oraz założenia UDR92, który został niedawno przyjęty – ocenił Konrad Wojnarowski, podsekretarz stanu w Ministerstwie Energii, wyrażając przekonanie, że przedstawione rozwiązania będą ważną częścią przyszłości polskiego systemu energetycznego.
Magazyny ciepła zwiększają techniczny potencjał siedmiokrotnie
Autorzy opracowania podkreślają, że pełne wykorzystanie potencjału Power-to-Heat wymaga rozwoju magazynów ciepła, które pozwalają przechowywać energię wytworzoną w okresach wysokiej produkcji z OZE i wykorzystywać ją wtedy, gdy zapotrzebowanie na ciepło jest największe. Według przeprowadzonych analiz, przy zastosowaniu magazynów ciepła techniczny potencjał zagospodarowania nadwyżek energii z OZE wynosi ok. 42 TWh rocznie. Jest to blisko 40 proc. obecnej produkcji ciepła systemowego. Bez magazynów potencjał ten spada do zaledwie ok. 6 TWh. Do 2035 r. realny potencjał wdrożeń szacowany jest na ok. 3,9 TWh, przy wykorzystaniu ok. 2,5 GW kotłów elektrodowych.
Raport rozróżnia kilka typów magazynów ciepła o różnym horyzoncie pracy: dobowe magazyny zbiornikowe TTES (bilansowanie pracy kotła elektrodowego, kogeneracji i OZE w cyklu godziny–dni), sezonowe magazyny dołowe PTES (przenoszenie ciepła z okresu wysokiej generacji OZE do sezonu grzewczego, największy potencjał skali i najniższy koszt jednostkowy przy dużych pojemnościach), magazyny w gruncie (BTES) i w warstwach wodonośnych (ATES) oraz mniejsze, rozproszone bufory ciepłej wody użytkowej. Zgodnie z przybliżonym wzorem wymiarowania (E[kWh] = 1,163 × V[m³] × ΔT[K]), magazyn wodny o pojemności 1000 m3 przy różnicy temperatur 40 K przechowuje ok. 46,5 MWh ciepła. W analizowanych w raporcie przypadkach modelowych prosty okres zwrotu inwestycji w dobowy magazyn ciepła wynosił poniżej 5 lat, głównie dzięki możliwości przesunięcia produkcji na godziny tańszej energii.
Opłata mocowa jako główna bariera regulacyjna
Raport wskazuje, że największe bariery rozwoju technologii Power-to-Heat mają dziś charakter regulacyjny. Nawet w godzinach, gdy energia elektryczna kosztuje 0 zł/MWh, całkowity koszt jej wykorzystania przez kocioł elektrodowy przekracza – ze względu na opłatę mocową i inne opłaty regulowane – 330 zł/MWh. W praktyce oznacza to, że odbiorcy nie są dziś zachęcani do zwiększonego zużycia energii właśnie wtedy, gdy system elektroenergetyczny najbardziej tego potrzebuje.
Autorzy rekomendują wdrożenie mechanizmu tzw. zielonych godzin (IDC), zakładającego czasowe zwolnienie odbiorców wykorzystujących nadwyżki OZE z opłaty mocowej oraz części opłat dystrybucyjnych. Ich zdaniem takie rozwiązanie mogłoby znacząco zwiększyć opłacalność inwestycji w Power-to-Heat i przyspieszyć rozwój technologii wspierających integrację OZE z krajowym systemem energetycznym.
Europejski łańcuch dostaw jako dodatkowy argument
Raport zwraca uwagę, że rozwój technologii Power-to-Heat można oprzeć w dużej mierze na europejskich dostawcach, w odróżnieniu od strategii dekarbonizacji opartych głównie na imporcie paliw lub urządzeń spoza Europy. W segmencie kotłów elektrodowych działają już m.in. duński Inopower, norweski PARAT (deklarujący doświadczenie obejmujące ok. 6,8 GW zainstalowanej mocy i ok. 305 kotłów wysokiego napięcia od 1985 r.), szwedzki Zander & Ingeström, szwajcarski VAPEC oraz niemiecki Bosch Industrial Heat. W segmencie wielkoskalowych pomp ciepła działają m.in. MAN Energy Solutions (produkcja i testy sprężarek dla jednostek 50 MW w Berlinie i Oberhausen), Siemens Energy (produkcja w szwedzkim Finspång od lat 80., dostarczone jednostki mają łącznie ponad 6 mln godzin pracy), GEA oraz Johnson Controls (centrum produkcji pomp ciepła Sabroe w Danii). W magazynach ciepła typu PTES działa m.in. duński Aalborg CSP.
Autorzy podkreślają, że unijny Net-Zero Industry Act wyznacza cel osiągnięcia przez europejski przemysł zdolności produkcyjnych pokrywających co najmniej 40 proc. rocznych potrzeb wdrożeniowych UE w technologiach net-zero (w tym pompach ciepła i magazynach energii) do 2030 r. Polskie firmy mają obecnie wysoki potencjał udziału w projektowaniu, budowie infrastruktury, automatyce, integracji systemów oraz serwisie, co może z czasem prowadzić do zwiększania krajowego udziału technologicznego (tzw. local content) w tym segmencie.
Nawet 466 mld zł inwestycji do 2050 roku
Według raportu transformacja polskiego ciepłownictwa będzie jednym z największych projektów infrastrukturalnych najbliższych dekad – nakłady inwestycyjne potrzebne do 2050 r. mają wynieść od 299 do 466 mld zł. Autorzy podkreślają, że inwestycje te powinny prowadzić nie tylko do dekarbonizacji sektora, ale też zwiększać zdolność systemu do wykorzystania rosnącej produkcji energii z OZE oraz wzmacniać bezpieczeństwo energetyczne Polski. Rozwój technologii Power-to-Heat i magazynów ciepła mógłby przy tym stać się impulsem dla krajowego przemysłu oraz europejskiego łańcucha dostaw nowoczesnych technologii energetycznych.
Nad podobnymi wnioskami pracuje już Ministerstwo Energii. 26 czerwca br. resort zaprezentował projekt Strategii Transformacji Ciepłownictwa do 2040 r. i rozpoczął w tej sprawie konsultacje publiczne. Dokument wyznacza kierunki zmian w sektorze, który zaspokaja potrzeby grzewcze ponad połowy polskich gospodarstw domowych, a łączne nakłady inwestycyjne potrzebne do realizacji strategii oszacowano na 197–231 mld zł. Projekt zakłada stworzenie długoterminowych ram modernizacji ciepłownictwa systemowego, które obecnie w dużej części opiera się na paliwach kopalnych i charakteryzuje się wysokim stopniem zużycia infrastruktury, co przekłada się na emisje i rosnące koszty funkcjonowania. Presję na inwestycje zwiększają przy tym rosnące wymagania regulacyjne, w tym dotyczące udziału OZE oraz kryteriów tzw. efektywnych systemów ciepłowniczych, których udział w Polsce pozostaje wciąż niski.
Patrycja Rapacka
patrycja.rapacka@gramwzielone.pl
© Materiał chroniony prawem autorskim. Wszelkie prawa zastrzeżone. Dalsze rozpowszechnianie artykułu tylko za zgodą wydawcy E-Magazyny Sp. z o.o.
Najlepiej za darmo