Ciepłownictwo systemowe a OZE: dekarbonizacja i modernizacja

Strategiczne cele i wymogi prawne dekarbonizacji ciepłownictwa w Polsce

Transformacja energetyczna wymaga pilnej dekarbonizacji ciepłownictwa. Sektor ciepłowniczy jest kluczowy dla bezpieczeństwa energetycznego Polaków. Do systemu ciepłowniczego podłączonych jest 5,8 miliona gospodarstw domowych. Sektor ten odpowiada za około 40% spalania węgla w Polsce. Zmiana jest nieunikniona ze względów klimatycznych i ekonomicznych. Polskie Towarzystwo Energetyki Cieplnej (PTEC) oszacowało koszty transformacji. Według raportu PTEC transformacja pochłonie od 299 mld zł do 466 mld zł. Koszty te będą ponoszone do 2050 roku. Przemiany obejmą całą infrastrukturę. Konieczna jest modernizacja infrastruktury wytwórczej. Należy też zmienić infrastrukturę przesyłową i dystrybucyjną. Ważna jest również modernizacja instalacji odbiorczych. Największe nakłady dotyczą infrastruktury wytwórczej. Wymaga ona od 102 mld zł do 211 mld zł. Modernizacja sieci przesyłowej to wydatek 82 mld zł do 106 mld zł. Instalacje odbiorcze pochłoną od 115 mld zł do 149 mld zł. Proces wymaga współpracy wszystkich uczestników rynku. Odbiorcy ciepła również muszą się zaangażować. Celem jest osiągnięcie neutralności klimatycznej.

Unijne dyrektywy EED i RED III zaostrzają kryteria efektywności. Wprowadzają nowe Efektywny System Ciepłowniczy wymogi. Systemy ciepłownicze muszą spełnić te warunki. Zgodnie z nowymi przepisami definicja ESC ulega zmianie. System musi wykorzystywać odnawialne źródła energii. Może też wykorzystywać ciepło odpadowe. Do 31 grudnia 2027 roku ESC musi wykorzystywać co najmniej 50 proc. energii z OZE lub ciepła odpadowego. Alternatywnie może wykorzystywać 80 proc. ciepła z wysokosprawnej kogeneracji. Od 1 stycznia 2028 roku wymogi stają się bardziej restrykcyjne. System musi wykorzystywać 50 proc. OZE lub ciepła odpadowego. Może to być też 80 proc. ciepła z kogeneracji. Wymogi dotyczą również emisyjności. Dopuszczalna emisyjność będzie stopniowo spadać. Od 2026 roku limit wynosi 150 g/kWh. W 2035 roku spadnie do 100 g/kWh. Od 2045 roku limit wynosi zaledwie 50 g/kWh. W 2050 roku systemy muszą być zeroemisyjne (0 g/kWh). Technologia Power-to-Heat jest naturalnym sposobem spełnienia tych warunków.

Transformacja jest kosztowna, a przedsiębiorstwa napotykają bariery. Główne problemy to niepewność regulacyjna i ryzyko inwestycyjne. Brak zmian prawnych w zakresie uznawania kotłów elektrodowych jako źródeł bezemisyjnych spowalnia implementację technologii PtH. To utrudnia efektywne pozyskiwanie środków. Koszty transformacji ciepłownictwa są ogromne, zatem potrzebne są elastyczne modele finansowania. W odpowiedzi na te wyzwania powstał model HP2H noCAPEX. Model ten pozwala wdrożyć nowe technologie. Nie obciąża on bilansu finansowego spółki ciepłowniczej. Dostawca zapewnia finansowanie, wykonanie i utrzymanie instalacji. Klient kupuje tylko ciepło. Osiąga przy tym redukcję emisji i zgodność z ESC. Zastosowanie sprawdzonych technologii ogranicza ryzyko. Kogeneracja gazowa jest przykładem takiego rozwiązania. Konieczne są zmiany prawne. Pozwolą one w pełni wykorzystać pieniądze z programów wsparcia.

Ciepłownictwo ma charakter lokalny, dlatego strategia transformacji musi uwzględniać odmienność i specyfikę systemów ciepłowniczych w różnych lokalizacjach. – Marcin Staniszewski, prezes Tauron Ciepło

Poniżej przedstawiamy kluczowe obszary, w których koncentrują się nakłady finansowe na dekarbonizację ciepłownictwa:

• Infrastruktura wytwórcza – budowa nowych jednostek OZE i magazynów.
• Infrastruktura przesyłowa – wymiana rurociągów i redukcja strat ciepła (10–17 proc. w Polsce).
• Instalacje odbiorcze – modernizacja węzłów cieplnych i dostosowanie do niższych parametrów.
• Szkolenia kadr – podnoszenie kompetencji dla obsługi nowoczesnych systemów.
• Integracja systemów – cyfryzacja i inteligentne sterowanie siecią.

Wymogi Efektywnego Systemu Ciepłowniczego (ESC)

Wymogi prawne określają minimalny udział OZE lub ciepła odpadowego. Przekłada się to na utrzymanie statusu efektywnego systemu ciepłowniczego.

Termin	Minimalny udział OZE/Ciepła odpadowego	Kryterium emisyjności
Do 31 grudnia 2027	50% OZE/ciepła odpadowego lub 80% kogeneracji	Brak bezpośredniego wymogu
Od 1 stycznia 2028	50% OZE/ciepła odpadowego lub 80% kogeneracji	150 g/kWh (od 2026 r.)
Od 2045	50% OZE/ciepła odpadowego	50 g/kWh

Dyrektywa EED (Energy Efficiency Directive) oraz Dyrektywa RED III (Renewable Energy Directive) są fundamentem tej transformacji. Wymuszają one na państwach członkowskich UE sukcesywne zwiększanie udziału źródeł odnawialnych oraz obniżanie emisyjności. Stanowią ramy prawne dla inwestycji w modernizację sieci ciepłowniczych.

Power-to-Heat i magazyny ciepła: kluczowe technologie modernizacji sieci ciepłowniczych

Wzrost niestabilnej produkcji z OZE stwarza nowe możliwości. Technologia Power-to-Heat (PtH) wykorzystuje ten trend. PtH polega na zamianie nadpodaży energii elektrycznej na ciepło. Ciepło jest następnie wprowadzane do sieci. Jest to kluczowy element dla nowoczesnego ciepłownictwa OZE. Zjawisko niskich i ujemnych cen energii staje się powtarzalne. W 2025 roku zanotowano 344 godziny z zerowymi lub ujemnymi cenami. Było to w okresie od stycznia do sierpnia. Odnotowano 631 godzin z ceną poniżej 100 PLN/MWh. To stanowi ponad 10% czasu. Daje to średnio 2,5 godziny dziennie taniego ciepła. PtH pozwala na efektywne wykorzystanie tych okresów. Ciepłownie mogą zamieniać nadwyżki na gigadżule zielonego ciepła. To stabilizuje Krajowy System Energetyczny (KSE). Ciepłownia świadczy usługę elastyczności dla KSE. Technologie PtH, kotły elektrodowe i pompy ciepła, są kluczem. Są one połączone inteligentnym sterowaniem. Rozliczanie odbywa się w oparciu o ceny dynamiczne. To zapewnia redukcję rachunków i emisji. Power-to-Heat jest najkrótszą drogą do dekarbonizacji. Zapewnia także spełnienie wymagań dyrektyw EED i RED III.

W ramach PtH stosuje się dwie główne technologie. Są to pompy ciepła i kotły elektrodowe. Pełnią one różne role w systemie. Pompy ciepła najlepiej pracują „w podstawie”. Konwertują energię elektryczną na ciepło z wysokim współczynnikiem COP. Pompa ciepła może wyprodukować ponad 3 MWh ciepła z 1 MWh energii elektrycznej (COP > 3). Wymagają one stabilnej pracy. Kotły elektrodowe to proste i dyspozycyjne źródła. Są idealne do wykorzystywania krótkich dołków cenowych. Służą do pracy szczytowej. Stanowią ważne narzędzie stabilizacji KSE. Pomagają w okresach nadprodukcji OZE. Kotły elektrodowe mogą generować wręcz dodatni wynik na samej konwersji. Dzieje się tak przy ujemnych cenach prądu. Wynika to z ujemnej ceny prądu i sprzedaży ciepła. Pompy ciepła przy niskich cenach prądu oferują najniższy LCOH. Jest to koszt wytwarzania ciepła. Obie technologie są kluczowe dla modernizacji sieci ciepłowniczych.

Magazynowanie ciepła jest niezbędnym elementem elastyczności. Raport IEO (Instytut Energetyki Odnawialnej) podkreśla jego znaczenie. Magazynowanie ciepła jest wielokrotnie tańsze niż magazynowanie bateryjne. Magazyny ciepła dzielimy na dobowe i sezonowe. Dobowe to najczęściej zbiorniki stalowe. Umożliwiają one łańcuchowanie z dobowym profilem cenowym. Sezonowe magazyny, takie jak PTES (Pit Thermal Energy Storage), integrują ciepło z OZE głębiej. Szacowany potencjał dobowej akumulacji w Polsce to 57,4 GWh/dobę. Realny potencjał roczny wynosi około 6651 GWh. Badania rynku wskazują, że ciepłownictwo ma największy potencjał. Potencjał ten dotyczy zagospodarowania nadwyżek OZE. Łączna pojemność magazynów ciepła może sięgnąć 800 GWh do 2050 roku. Ich zadaniem jest mostkowanie od godzin do tygodni. Kluczowe jest inteligentne zarządzanie. Modelowanie pracy systemu za pomocą „cyfrowego bliźniaka” jest zalecane. Oprogramowanie Horizons Digital.Twin pozwala precyzyjnie określić rolę PtH. Pomaga to w optymalizacji ekonomiki i emisyjności systemu. Magazynowanie ciepła w ciepłownictwie jest kluczowe.

Wdrożenie technologii Power-to-Heat przynosi wymierne korzyści ekonomiczne, przyspieszając modernizację sieci ciepłowniczych:

1. Zredukować koszty zmienne wytwarzania ciepła (np. z 70,6 do 51,63 PLN/GJ).
2. Stabilizować Krajowy System Energetyczny przez odbiór nadwyżek OZE.
3. Redukować emisję CO2, przyczyniając się do osiągnięcia celów klimatycznych.
4. Wykorzystać energię z OZE po niskich lub ujemnych cenach zakupu.
5. Zwiększać dyspozycyjność instalacji i elastyczność całego systemu.
6. Spełniać zaostrzone wymogi Efektywnego Systemu Ciepłowniczego (ESC).

Obniżenie kosztów zmiennych wytwarzania ciepła dzięki wdrożeniu technologii Power-to-Heat (dane PTEZ).

Integracja energii z OZE dla miast: polskie i światowe studia przypadków

Wykorzystanie ciepła odpadowego w ciepłownictwie staje się standardem. To ciepło pochodzi z procesów przemysłowych. Można je też pozyskiwać ze ścieków komunalnych. Innym źródłem są serwerownie i systemy metra. Duże miasta mają ogromny potencjał odzysku. W Polsce działają już innowacyjne projekty. Veolia Energia Poznań uruchomiła instalację kogeneracyjną w 2020 roku. Odzyskuje ona ciepło ze ścieków. Veolia wykorzystuje też ciepło z odlewni Volkswagena (OVW). Jego moc wynosi 6 MWt. Ogrzewa ponad 30 budynków. Veolia Energia Warszawa współpracuje z Metrem Warszawskim. Realizuje projekt odzysku ciepła z warszawskiego metra. We Wrocławiu planują instalację pozyskującą ciepło ze ścieków. Będzie to ciepło komunalne i deszczowe. Moc instalacji wyniesie 12,5 MW. Pokryje do 5 procent rocznego zapotrzebowania. Dalkia Polska Energia podpisała umowę z Polską Grupą Górniczą. Dotyczy ona odzysku ciepła z wód dołowych. W kopalni Mysłowice-Wesoła osiągnie moc 2 MW. Veolia odzyskała ciepło ze ścieków. To jest dowód na efektywność takich rozwiązań.

Kraje skandynawskie wyznaczają trendy. Stanowią one wzór wykorzystania energii z OZE dla miast. W Danii, w porcie Esbjerg, działa największa pompa ciepła. Uruchomiono ją w grudniu 2024 roku. Ma moc grzewczą 70 MW. Ogrzewa ona 25 tysięcy gospodarstw domowych. Zapewnia 280 tysięcy MWh ciepła rocznie. W Szwecji, w Hammarbyverket, znajduje się kolejna duża instalacja. Jej moc sięga 225 MW. Ogrzewa tysiące mieszkań w Sztokholmie. Wykorzystuje ciepło odpadowe z oczyszczalni ścieków. Finlandia również inwestuje w duże pompy ciepła. W Helsinkach działa pompa o mocy 33 MW. Zasila system ciepłowniczy miasta. Dostarcza 200 GWh ciepła rocznie. Ogrzewa około 30 tysięcy gospodarstw domowych. Wiedeń posiada pompę ciepła o mocy 27,2 MW. Zlokalizowana jest w dzielnicy Simmering. Ogrzewa tam 25 tysięcy gospodarstw domowych. Wielkoskalowe pompy ciepła są przyszłością ciepłownictwa.

Polska wspiera transformację poprzez programy finansowe. Narodowe Centrum Badań i Rozwoju (NCBR) prowadzi program. Jest to program Ciepłownia Przyszłości NCBR. Jego celem jest opracowanie innowacyjnej technologii. System ma osiągnąć ponad 80% udziału OZE w produkcji ciepła. Budżet przedsięwzięcia wynosi ponad 51 milionów złotych. Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (NFOŚiGW) uruchomił program. Jest to program „OZE – źródło ciepła dla ciepłownictwa”. Budżet programu wynosi 2 miliardy złotych. Wsparcie dotyczy przedsiębiorców i samorządów. Mogą uzyskać dotacje i pożyczki. Program wspiera pompy ciepła i kolektory słoneczne. Obejmuje też geotermię i magazyny ciepła. Celem jest budowa co najmniej 325 instalacji. Łączna moc ma wynieść co najmniej 898 MWt.

Skuteczna modernizacja sieci ciepłowniczych wymaga kompleksowych działań:

• Wymiana sieci – Polska posiada blisko 23 tys. km sieci, najdłuższej w Europie.
• Modernizacja węzłów cieplnych – Fortum zmodernizowało 138 węzłów w 2023 roku.
• Obniżenie parametrów temperaturowych – dostosowanie sieci do źródeł niskotemperaturowych, jak pompy ciepła.
• Integracja rozproszonych źródeł – podłączanie mniejszych jednostek OZE i ciepła odpadowego.
• Cyfryzacja i telemetria – wdrożenie inteligentnego zarządzania siecią.

Międzynarodowe przykłady wielkoskalowych pomp ciepła

Wielkoskalowe pompy ciepła stanowią globalny trend w dekarbonizacji ciepłownictwa.

Miasto/Instalacja	Moc grzewcza (MW)	Odbiorcy/Korzyści
Esbjerg (Dania)	70 MW	25 tys. gospodarstw domowych, redukcja CO2.
Hammarbyverket (Szwecja)	225 MW	Ogrzewanie tysięcy mieszkań w Sztokholmie.
Wiedeń (Austria)	27,2 MW	25 tys. gospodarstw domowych w dzielnicy Simmering.
Helsinki (Finlandia)	33 MW	Około 30 tys. gospodarstw domowych.

Źródła te wykorzystują różnorodne zasoby. Na przykład instalacja w Hammarbyverket wykorzystuje ciepło odpadowe z oczyszczalni ścieków. Wiedeń czerpie energię z oczyszczalni ścieków Wiedeń-Simmering. Stanowią one dowód na efektywną integrację odnawialnych źródeł ciepła.