Ciepłownictwo może stać się jednym z filarów elastyczności systemu elektroenergetycznego. Fortum na Energy Days 2026.

O czym przeczytasz w informacji prasowej?

• Dlaczego w nowym ciepłownictwie znaczenie ma nie tylko źródło energii, ale także moment jej wykorzystania.

• Jak kocioł elektrodowy i magazyn ciepła w Zabrzu mogą zwiększać elastyczność systemu elektroenergetycznego.

• Dlaczego sama technologia nie jest już wyzwaniem przy realizacji inwestycji i jakie znaczenie mają regulacje, finansowanie oraz zasoby wykonawcze.

Ekonomia momentu: kiedy energia elektryczna staje się ciepłem

Rozwój odnawialnych źródeł energii zmienia sposób funkcjonowania krajowego systemu elektroenergetycznego. W okresach wysokiej produkcji energii z wiatru i słońca jej dostępność może przewyższać bieżące zapotrzebowanie. Z kolei w innych godzinach system potrzebuje większej ilości energii ze źródeł dyspozycyjnych lub ograniczenia poboru przez odbiorców.

W tych warunkach coraz większego znaczenia nabiera nie tylko to, ile energii zużywamy, ale również, kiedy ją wykorzystujemy.

Dla ciepłownictwa oznacza to możliwość zmiany dotychczasowego sposobu pracy. Kotły elektrodowe i duże pompy ciepła mogą zwiększać pobór energii elektrycznej w okresach jej wysokiej dostępności. Jeżeli współpracują z magazynami ciepła, wytworzona energia cieplna nie musi być od razu dostarczana odbiorcom.

Powstaje w ten sposób dodatkowy wymiar efektywności – możliwość rozdzielenia momentu poboru energii elektrycznej od momentu wykorzystania ciepła.

– Ciepłownictwo może być potężnym źródłem elastyczności dla systemu elektroenergetycznego. Warunkiem jest jednak taki system zasad rynkowych i taryfowych, który będzie wynagradzał wspieranie elastyczności i który będzie sprawiał, że przedsiębiorstwom będzie się opłacało dostosowywać pobór energii elektrycznej do potrzeb systemu. Elastyczność powinna wynikać przede wszystkim z bodźców ekonomicznych, a nie z administracyjnych nakazów – wyjaśnia Mariusz Dzikuć, dyrektor strategii i rozwoju Fortum.

Zabrze: pięć godzin pracy kotła, ciepło na całą letnią dobę

Przykładem wykorzystania ekonomii momentu jest inwestycja Fortum w Zabrzu. Spółka buduje tam kocioł elektrodowy o mocy 55 MW oraz akumulator ciepła o pojemności 1200 MWh. Wartość inwestycji wynosi około 121 mln zł.

Kocioł elektrodowy pozwoli przekształcać energię elektryczną w ciepło, między innymi w godzinach wysokiej produkcji energii z OZE. Magazyn umożliwi przechowywanie wytworzonego ciepła i dostarczanie go do sieci w późniejszym czasie.

Dzięki temu elektrociepłownia Fortum będzie mogła w większym stopniu dostosowywać pobór energii elektrycznej do sytuacji na rynku, utrzymując dostawy ciepła odpowiednio do zapotrzebowania mieszkańców.

– Kocioł elektrodowy pozwala wykorzystać tanią energię elektryczną, jej nadwyżki w momencie, kiedy występują. Ale bez magazynu ciepła jest to bieżąca produkcja ciepła, która powinna zaspokajać bieżące potrzeby – które mogą być wtedy na niskim poziomie. Magazyn ciepła pozwala nam zwiększyć wykorzystanie energii elektrycznej w okresach występowania nadwyżek i przechować wytworzone ciepło do wykorzystania na później. Przy kotle o mocy 55 MW w ciągu pięciu-siedmiu godzin pracy jesteśmy w stanie przygotować ciepło, które zaspokaja latem potrzeby całego systemu przez całą dobę – tłumaczy Mariusz Dzikuć.

To przykład zmiany funkcji infrastruktury ciepłowniczej. System, którego podstawowym zadaniem pozostaje zapewnienie dostaw ciepła, może jednocześnie pomagać w zagospodarowywaniu energii elektrycznej w okresach jej wysokiej dostępności.

Elastyczność potrzebuje odpowiednich zasad rynku

Technologia pozwala wybrać moment poboru energii elektrycznej. Nie oznacza to jednak automatycznie, że taki sposób pracy będzie ekonomicznie uzasadniony.

Jednym z problemów są zasady naliczania opłaty mocowej. Podczas rozmowy towarzyszącej Energy Days Mariusz Dzikuć wskazywał, że obecny mechanizm może ograniczać opłacalność pracy kotłów elektrodowych nawet wtedy, gdy ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym są bardzo niskie.

W przywołanym przez niego przykładzie, mimo giełdowej ceny energii wynoszącej 0 zł/MWh, po doliczeniu opłat dystrybucyjnych i mocowej całkowity zmienny koszt jej poboru może sięgać około 300 zł/MWh.

W efekcie nawet w godzinach nadwyżek energii z OZE producent ciepła może nie mieć wystarczającej zachęty ekonomicznej do zwiększenia jej poboru. System traci wówczas możliwość wykorzystania części elastyczności, którą oferuje elektryfikacja produkcji ciepła.

– Opłata mocowa powinna wspierać elastyczność, czyli nie powinna być pobierana wtedy, kiedy mamy nadwyżki energii w systemie. Ceny energii elektrycznej są wtedy bardzo niskie i wszystkim zależy, żeby ta energia była konsumowana. Musimy stworzyć taki mechanizm mocowy, który będzie sprawiał, że będzie się wówczas opłacało pobierać energię elektryczną Regulacje powinny wzmacniać właściwy sygnał cenowy, a nie go neutralizować – wskazuje Mariusz Dzikuć.

W praktyce oznacza to potrzebę powiązania zasad rynku z korzyściami, jakie elastyczny odbiorca energii może zapewniać systemowi elektroenergetycznemu.

Technologie są dostępne. Inwestycje potrzebują przewidywalności

O ile elastyczna elektryfikacja pokazuje nowe możliwości pracy systemów ciepłowniczych, o tyle skala jej wdrażania zależy od warunków realizacji i finansowania inwestycji.

Podczas panelu „Ciepłownictwo: regulacje, rynek, ceny, inwestycje” Adam Dobrowolski, doradca zarządu ds. regulacyjnych Fortum Power and Heat Polska, zwracał uwagę, że sektor dysponuje szerokim wyborem technologii – od pomp ciepła i kotłów elektrodowych po magazyny energii i ciepła. Barierą pozostają jednak zmienne regulacje, ograniczona dostępność zasobów wykonawczych i wysokie nakłady inwestycyjne.

– Nie mamy problemu z wyborem technologii – jest ich dużo na rynku. Przedsiębiorstwa potrzebują przewidywalnych zasad uwzględniania nakładów inwestycyjnych w taryfach, które jednocześnie pozwolą chronić odbiorców przed gwałtownym wzrostem cen ciepła – podkreśla Adam Dobrowolski.

Inwestycje w ciepłownictwie planowane są w perspektywie wielu lat, a okres zwrotu poniesionych nakładów może być liczony w dekadach. Dlatego znaczenie ma nie tylko dostępność środków na budowę instalacji, ale również możliwość przewidywania kosztów jej eksploatacji, przyszłych przychodów i zasad ich uwzględniania w taryfach.

Obecny model taryfowania ciepła, którego podstawy funkcjonują od 1999 roku, był wielokrotnie modyfikowany, ale – jak wskazywał Adam Dobrowolski – nie przeszedł kompleksowej przebudowy odpowiadającej potrzebom transformacji.

– Model taryfowy powinien zapewniać równowagę między akceptowalnymi cenami dla odbiorców a możliwością pokrywania uzasadnionych kosztów działalności i uzyskania odpowiedniego zwrotu z kapitału. Obecny system jest jednak mało elastyczny i nie pozwala wystarczająco dostosowywać taryf do zmieniających się warunków i potrzeb inwestycyjnych – wyjaśnia Adam Dobrowolski.

Finansowanie transformacji a koszty ponoszone przez odbiorców

Zgodnie ze Strategią transformacji ciepłownictwa do 2040 r., opracowaną przez Ministerstwo Energii, nakłady inwestycyjne potrzebne w polskim ciepłownictwie systemowym szacowane są na 197–231 mld zł. Skala tych potrzeb pokazuje, że transformacja będzie wymagała zaangażowania zarówno przedsiębiorstw energetycznych, jak i instytucji finansowych oraz środków publicznych.

Budżet Funduszu Transformacji Ciepłownictwa wynosi 3 mld zł, co odpowiada około 1,3–1,5% szacowanych w strategii nakładów inwestycyjnych do 2040 roku. To istotny instrument wsparcia, ale tylko jeden z elementów finansowania transformacji.

Ważną rolę mają tu do odegrania środki własne przedsiębiorstw, finansowanie dłużne i kapitał prywatny, wspierane przez odpowiednio skonstruowane programy publiczne.

Istotne są również warunki przyznawania pomocy. Podczas Energy Days Adam Dobrowolski zwracał uwagę na problem stosowania (momentu ustalenia spełnienia) tzw. efektu zachęty, czyli wymogu wykazania, że pomoc publiczna rzeczywiście wpływa na podjęcie decyzji inwestycyjnej. Sposób stosowania tego mechanizmu może utrudniać przedsiębiorstwom przygotowywanie projektów i zwiększać ryzyko związane z harmonogramem inwestycji.

– Transformacja ciepłownictwa wymaga ogromnych nakładów. Bez odpowiednio zaprojektowanych mechanizmów wsparcia trudno będzie utrzymać akceptowalny poziom cen dla odbiorców, ponieważ znaczna część kosztów inwestycji może przełożyć się na taryfy za ciepło – wskazuje Adam Dobrowolski.

Wyzwaniem pozostaje więc takie połączenie instrumentów finansowania i regulacji, które pozwoli przedsiębiorstwom realizować długoterminowe inwestycje, ograniczając jednocześnie skalę obciążeń dla odbiorców.

Ciepłownictwo jako część transformacji całego systemu energetycznego

Transformacja energetyczna wymaga coraz ściślejszego powiązania systemów elektroenergetycznych i ciepłowniczych. Rozwój odnawialnych źródeł energii zwiększa znaczenie odbiorców, którzy mogą dostosowywać pobór energii elektrycznej do jej dostępności. Ciepłownictwo systemowe, dzięki skali swojej infrastruktury i możliwości magazynowania ciepła, ma potencjał, by pełnić taką funkcję.

To zmienia sposób myślenia o ciepłownictwie – nie tylko jako o systemie dostarczającym energię do budynków, lecz również jako o części infrastruktury wspierającej bilansowanie krajowego systemu elektroenergetycznego.

Wykorzystanie tego potencjału wymaga jednak spójnych zasad rynku, regulacji i finansowania inwestycji. Od ich kształtu zależy, czy elektryfikacja ciepłownictwa będzie jedynie zwiększać zapotrzebowanie na energię elektryczną, czy również dostarczać elastyczności potrzebnej w systemie z rosnącym udziałem OZE. Jednocześnie transformacja musi zachować dwa podstawowe warunki: bezpieczeństwo dostaw ciepła i akceptowalne koszty dla odbiorców.