Kogeneracja kluczowa dla transformacji ciepłownictwa. PTEC apeluje o zmiany regulacyjne

Autorzy raportu zwracają jednocześnie uwagę na konieczność stworzenia stabilnego i przewidywalnego otoczenia regulacyjnego. Dotyczy to m.in. definicji efektywnego systemu ciepłowniczego po 2035 r. oraz zasad wsparcia dla nowych i modernizowanych jednostek kogeneracyjnych.

Ciepłownictwo ma znaczenie dla całego systemu

Z ciepła sieciowego korzysta w Polsce około 45 proc. gospodarstw domowych, a w miastach udział ten przekracza 60 proc. Z raportu PTEC wynika, że transformacja sektora będzie więc więc konsekwencje nie tylko dla odbiorców ciepła, lecz także dla bezpieczeństwa energetycznego, cen energii i realizacji celów klimatycznych.

Punktem wyjścia dla zmian jest wysoki udział kogeneracji w krajowym ciepłownictwie. Według danych przedstawionych w raporcie w 2024 r. około 64 proc. ciepła systemowego pochodziło z jednostek kogeneracyjnych. Łączna moc zainstalowana jednostek CHP wynosiła około 10,8 GW, a produkowana przez nie energia elektryczna odpowiadała za około 14 proc. krajowej produkcji energii elektrycznej.

W 2024 r. krajowe jednostki CHP wyprodukowały około 29,2 TWh energii elektrycznej oraz 57,3 TWh ciepła netto.

Polska należy tym samym do państw UE o największym potencjale kogeneracyjnym. Jednocześnie struktura tego sektora jest specyficzna. W Polsce kogeneracja jest w dużej mierze związana z miejskimi systemami ciepłowniczymi, podczas gdy w części innych państw europejskich większą rolę odgrywa CHP przemysłowe, usługowe lub lokalne.

Oznacza to, że transformacja polskiej kogeneracji ma charakter systemowy. Obejmuje jednocześnie źródła ciepła, produkcję energii elektrycznej, sieci elektroenergetyczne oraz koszty funkcjonowania całego systemu energetycznego.

Największym wyzwaniem odejście od węgla

Zmiana struktury paliwowej już się rozpoczęła. Jak zauważają autorzy raportu w latach 2018–2024 produkcja energii elektrycznej z węgla w kogeneracji spadła o blisko 30 proc.

W 2024 r. w elektrociepłowniach zawodowych funkcjonowało około 4,9 GW mocy węglowej i 2,6 GW mocy gazowej. Około 53 proc. produkcji energii elektrycznej w tych jednostkach pochodziło z węgla, a 42 proc. z gazu.

Większość właścicieli elektrociepłowni węglowych zakłada ich wycofanie najpóźniej w perspektywie 2030–2035. Otwiera to pytanie o sposób zastąpienia wycofywanych mocy.

Najbardziej oczywistym rozwiązaniem mogłoby być zastąpienie jednostek węglowych źródłami gazowymi. Raport wskazuje jednak, że pełne odtworzenie obecnych mocy w tej technologii nie musi być uzasadnione. Zapotrzebowanie na ciepło stopniowo spada, zmniejsza się moc zamówiona, a jednocześnie rosną wymagania dotyczące emisji oraz udziału OZE i ciepła odpadowego.

Transformacja oznacza więc nie tylko zmianę paliwa, ale również zmianę modelu funkcjonowania elektrociepłowni.

CHP może wspierać krajowy system

Znaczenie kogeneracji wykracza poza rynek ciepła. Elektrociepłownie są zlokalizowane przede wszystkim w miastach i w pobliżu dużych odbiorców energii. Produkcja energii elektrycznej odbywa się więc blisko miejsc jej zużycia.

Może to mieć znaczenie wraz ze wzrostem udziału fotowoltaiki i energetyki wiatrowej. W okresach wysokiej produkcji energii z OZE jednostki kogeneracyjne mogą ograniczać swoją pracę. Przy niskiej generacji wiatrowej i słonecznej mogą natomiast zwiększać produkcję energii elektrycznej.

Jeszcze większą elastyczność daje połączenie kogeneracji z magazynami ciepła oraz technologiami Power-to-Heat. Nadwyżki energii elektrycznej mogą być wykorzystywane do produkcji ciepła, które następnie jest magazynowane i wykorzystywane w późniejszym okresie.

W takim modelu elektrociepłownia przestaje być wyłącznie źródłem ciepła. Staje się elementem integrującym system ciepłowniczy i elektroenergetyczny.

Elektryfikacja ciepłownictwa wymaga rozwoju sieci

Transformacja ciepłownictwa może jednocześnie zwiększać zapotrzebowanie na energię elektryczną, a tym samym obciążenie sieci.

Pokazuje to analiza przeprowadzona dla EC Rzeszów. W jednym z analizowanych scenariuszy wyłączeniu jednostek kogeneracyjnych towarzyszył dodatkowy pobór energii na poziomie 130 MW przez instalacje Power-to-Heat. W efekcie pojawiały się przeciążenia w sieci 110 kV.

Analiza wskazała również ograniczenia dostępnej mocy dla P2H. W zależności od wariantu w 2029 r. dostępna moc odbiorcza wynosiła 80 lub 60 MW, natomiast w jednym ze stanów pracy analizowanych dla 2035 r. spadała do zera.

Wnioski z analizy wskazują, że elektryfikacja ciepłownictwa nie może być planowana wyłącznie po stronie źródeł ciepła. Musi być skoordynowana z rozwojem infrastruktury elektroenergetycznej.

Rezygnacja z CHP nie oznacza niższych kosztów

Istotnym elementem analizy PTEC jest spojrzenie na ekonomię transformacji z perspektywy całego systemu, a nie wyłącznie kosztów ponoszonych przez przedsiębiorstwo ciepłownicze.

Analizy modelowe dla systemów o mocy 35 MW i 600 MW wskazują, że warianty wykorzystujące kogenerację, szczególnie w połączeniu z magazynami ciepła i P2H, mogą osiągać niższy lub porównywalny koszt wytwarzania ciepła w stosunku do wariantów opartych na rozdzielnej produkcji ciepła i energii elektrycznej.

Wariant bez CHP może wymagać niższych nakładów inwestycyjnych po stronie przedsiębiorstwa ciepłowniczego. Nie oznacza to jednak automatycznie niższych kosztów ponoszonych przez cały system energetyczny.

Utracona produkcja energii elektrycznej musi zostać zastąpiona przez inne źródła. W analizowanych scenariuszach oznaczało to zwiększenie produkcji w elektrowniach gazowych, a tym samym większe zużycie gazu i wyższe koszty emisji CO₂.

Kogeneracja umożliwia natomiast jednoczesne wykorzystanie paliwa do produkcji ciepła i energii elektrycznej. Wyższe nakłady inwestycyjne mogą być w takim przypadku kompensowane niższymi kosztami operacyjnymi.

Według analiz przedstawionych w raporcie moment zrównania kosztów pomiędzy modelem skojarzonym i rozdzielonym następował po około 1,5–2,5 roku.

Potencjalna skala efektu jest znacząca. Przy wolumenie 206 830 TJ ciepła dostarczonego odbiorcom sieciowym w 2024 r. zmniejszenie kosztu wytwarzania o 3 zł/GJ oznaczałoby różnicę rzędu 620 mln zł rocznie.

Inwestycje zależą od regulacji

Zdaniem autorów raportu przyszłość kogeneracji będzie w dużej mierze zależała od otoczenia regulacyjnego. Obecny system wsparcia wysokosprawnej kogeneracji pozostaje jednym z istotnych mechanizmów finansowania nowych i modernizowanych jednostek CHP.

Z raportu wynika ponadto, że największym zainteresowaniem inwestorów cieszy się mechanizm aukcyjny. W 2025 r. wsparcie uzyskało 17 projektów, natomiast w 2026 r. kolejne projekty otrzymały wsparcie o łącznej wartości około 4,4 mld zł. Jednocześnie mechanizm premii kogeneracyjnej indywidualnej od kilku lat nie przyciąga inwestorów na podobną skalę.

Z punktu widzenia transformacji istotne będzie utrzymanie ciągłości systemu wsparcia oraz zapewnienie przewidywalności regulacyjnej dla projektów mających zastępować wycofywane jednostki węglowe.

Znaczenie będą miały również regulacje dotyczące efektywnych systemów ciepłowniczych, unijnej taksonomii oraz zasad pomocy publicznej. Szczególnym wyzwaniem będzie wzrost wymagań dotyczących udziału OZE i ciepła odpadowego po 2035 r.

PTEC wskazuje, że dla części dużych systemów miejskich szybkie zwiększenie tego udziału może oznaczać konieczność realizacji kosztownych inwestycji w krótkim czasie. Jednocześnie zbyt restrykcyjne lub szybko zmieniające się wymogi mogą ograniczać możliwość wykorzystania istniejącego potencjału kogeneracji w okresie przejściowym.

Transformacja wymaga podejścia systemowego

Raport PTEC pokazuje również, że debata o przyszłości ciepłownictwa nie powinna sprowadzać się wyłącznie do pytania, czym zastąpić węgiel w elektrociepłowniach. Równie istotne jest określenie roli, jaką w przyszłym systemie mają pełnić lokalne źródła energii elektrycznej, magazyny ciepła, instalacje Power-to-Heat oraz sieci elektroenergetyczne.

Kogeneracja może być jednym z elementów takiego modelu, szczególnie jeśli będzie pracować bardziej elastycznie i zostanie połączona z magazynami ciepła oraz rosnącym udziałem OZE.

Z tej perspektywy przyszły model nie musi sprowadzać się do wyboru między kogeneracją a elektryfikacją. Możliwe jest łączenie różnych technologii i stopniowa zmiana funkcji elektrociepłowni — z podstawowego źródła ciepła i energii elektrycznej w bardziej elastyczny, lokalny zasób wspierający zarówno system ciepłowniczy, jak i KSE.

Ostateczny kształt transformacji będzie zależał nie tylko od kosztów poszczególnych technologii, ale również od dostępności sieci, paliw, finansowania oraz kształtu regulacji. Decyzje inwestycyjne i regulacyjne podejmowane w drugiej połowie obecnej dekady będą więc wpływać na funkcjonowanie polskiego ciepłownictwa i elektroenergetyki również w latach 30. i 40. XXI wieku.