Czy dekarbonizacja ciepłownictwa musi podnosić koszty ciepła? Zastosowanie technologii Power-to-Heat

Gdy w systemie elektroenergetycznym pojawia się nadpodaż energii z OZE, a ceny prądu spadają do bardzo niskich, a choćby ujemnych poziomów, ciepłownie mogą zamieniać te sięgające setek godz. rocznie okresy na gigadżule zielonego ciepła. Kluczem są sprawdzone technologie Power-to-Heat: pompy ciepła, kotły elektrodowe i magazyny ciepła – połączone inteligentnym sterowaniem i rozliczane w oparciu o ceny dynamiczne. To nie tylko redukcja emisji i rachunków, ale również realna usługa elastyczności dla Krajowego Systemu Energetycznego.

Dlaczego „teraz” jest najlepszym momentem na Power-to-Heat

W 2025 r. zjawisko niskich i ujemnych cen energii stało się w Polsce powtarzalne: w okresie styczeń-sierpień (stan na 29.08) zanotowano 344 godz. z zerowymi lub ujemnymi cenami na rynku spot oraz 631 godz., gdy cena energii była ≤100 PLN/MWh, co stanowiło ponad 10% czasu i przekłada się na średnio ok. 2,5 godz. dziennie taniego, „zielonego” ciepła. To gotowe okno do produkcji ciepła przy użyciu kotłów elektrodowych i – jeszcze taniej – pomp ciepła, zwłaszcza jeżeli ciepło zmagazynujemy na później przy wykorzystaniu sezonowych magazynów ciepła. Nieustannie rosnący udział OZE w miksie energetycznym i przytoczone dane potwierdzają skalę i powtarzalność okazji do taniego zakupu energii na potrzeby ciepłownictwa, przy jednoczesnej stabilizacji KSE.

Na czym polega Power-to-Heat (PtH) – technologia oparta na trzech filarach:

• Pompa ciepła – najlepiej pracuje „w podstawie” systemu, konwertując energię elektryczną w ciepło z wysokim COP (z 1 MWh energii elektrycznej pompa ciepła może wyprodukować ponad 3 MWh ciepła). Jest to możliwe dzięki energii z dolnych źródeł (tj. powietrze, woda, grunt, ścieki), które zapewniają najwyższą efektywność, szczególnie gdy współpracują z magazynem ciepła. Według scenariuszy rozwoju sektora ciepłowniczego przewiduje się dominującą rolę pomp ciepła zasilanych energią wiatrową i solarną oraz wzrost pojemności magazynów ciepła pozwalający akumulować ciepło w skali co najmniej tygodnia, a najlepiej sezonowo.
• Kotły elektrodowe – proste, dyspozycyjne źródła, idealne do wykorzystywania krótkich dołków cenowych i pracy szczytowej; ważne narzędzie stabilizacji systemu energetycznego w okresach nadprodukcji z OZE i niezbilansowania sieci w wyniku nadpodaży energii elektrycznej. Scenariusze dla polskich elektrociepłowni pokazują, iż po 2030 r. liczba godz. opłacalnej pracy kotłów będzie rosła, co zwiększy udział zielonego ciepła i obniży koszty zmienne wytwarzania ciepła.
• Magazyny ciepła – od dobowych zbiorników stalowych (łańcuchowanie z dobowym profilem cenowym) po sezonowe PTES (ang. Pit Thermal Energy Storage) dla głębokiej integracji z OZE i kogeneracją. Raport IEO podkreśla, iż magazynowanie ciepła jest wielokrotnie tańsze od bateryjnego magazynowania energii elektrycznej i najważniejsze dla elastyczności systemu.

Ekonomia: jak technologia Power-to-Heat obniża koszt wytwarzania ciepła

Analiza PTEZ dla dużego systemu pokazuje, iż praca źródeł Power-to-Heat nakierowanych na pracę pod ceny dynamiczne pozwoliła obniżyć średni koszt zmienny wytwarzania ciepła z 70,6 do 51,63 PLN/GJ (nie licząc nakładów inwestycyjnych) – efekt wynika z „ładowania” w niskich cenach i uzysków po stronie energii elektrycznej. Co ważne, średnie ceny energii, przy których realnie pracowały urządzenia, były znacząco niższe od rocznej średniej (ok. 403 PLN/MWh dla pompy ciepła i 278 PLN/MWh dla kotła elektrodowego).
W praktyce, gdy „prąd bywa darmowy”, kotły elektrodowe mogą generować wręcz dodatni wynik na samej konwersji (ujemna cena prądu oraz sprzedaż ciepła), a pompy ciepła – przy niskich cenach – oferują najniższy LCOH w pracy „w podstawie”, zwłaszcza, gdy wspiera je magazyn ciepła.

Architektury wdrożeniowe: jak Power-to-Heat może współpracować z istniejącą ciepłownią

• Integracja „zalicznikowa” z kogeneracją – pompa ciepła lub kocioł elektrodowy pracują „za licznikiem” bloku kogeneracyjnego. W godz. nieopłacalnej sprzedaży energii do sieci prąd z bloku kierowany jest lokalnie do PtH, co pozwala wytwarzać najtańsze ciepło i zwiększać autokonsumpcję. Dobowy magazyn ciepła (TES) wygładza profil, ogranicza rozruchy źródeł konwencjonalnych i poprawia wskaźniki emisyjne.
• Wariant hybrydowy: kogeneracja (konwencjonalna/biomasowa) + Power-to-Heat + Krajowy System Energetyczny – energia z własnej kogeneracji w pierwszej kolejności zasila źródła PtH, a magazyn ciepła ładuje się w niskich cenach i oddaje w szczycie. Braki mocy elektrycznej uzupełnia sieć, a sterowanie nakierowane na efektywność ekonomiczną optymalizuje kolejność pracy źródeł.

Magazyny ciepła – niezbędny element do poprawy elastyczności systemu

Badania rynku i scenariusze IEO/PIME wskazują, iż ciepłownictwo ma największy potencjał zagospodarowania nadwyżek OZE przez magazyny ciepła – od dobowych zbiorników (stalowe zbiorniki) po sezonowe magazyny (ziemne) rzędu 10-200 tys. mł. Potencjał dobowej akumulacji w sektorze ciepłowniczym oszacowano na 57,4 GWh/dobę, a realny potencjał roczny – na ok. 6 651 GWh, co przekłada się na rynek inwestycji warty ~24,5 mld zł. To nie tylko tańsza elastyczność niż technologie bateryjne, ale też realne wsparcie dla lokalnej integracji OZE.
W scenariuszu NCBR 2050 r. łączna pojemność magazynów ciepła sięga co najmniej ~800 GWh, a ich zadaniem jest „mostkowanie” od godz. do tygodni. Pompy ciepła ładują magazyny w dołkach cenowych, kotły elektrodowe domykają szczyty, a bloki kogeneracyjne pracują dyspozycyjnie głównie wtedy, gdy w KSE brakuje mocy.

Regulacje i status ESC: PtH jako droga do „zielonej” definicji systemu

Zmodyfikowana dyrektywa EED oraz RED III zaostrzają kryteria dla Efektywnego Systemu Ciepłowniczego – m.in. przez stopniowy spadek dopuszczalnej emisyjności: 150 g/kWh od 2026, 100 g/kWh od 2035, 50 g/kWh od 2045, 0 g/kWh od 2050 oraz rosnące udziały OZE/ciepła odpadowego. Technologie Power-to-Heat są wymieniane w raportach branżowych jako naturalny sposób spełnienia tych warunków w dużych i średnich systemach.
Co istotne, polskie prawo – z opóźnieniem – rozpoznało magazyny ciepła jako „magazyny nieodwracalne” (Power-to-X), co toruje drogę do ich pełnego uwzględniania w planach i systemach wsparcia. Jednocześnie raport branżowy wskazuje na konieczność dalszego porządkowania definicji i praktyk, tak by magazyny ciepła były traktowane jak infrastruktura przynosząca korzyści zarówno systemom ciepła, jak i elektroenergetyce. Kotły elektrodowe również w tej chwili nie są jeszcze traktowane jako bezemisyjne źródło ciepła, ale zgodnie z wytycznymi Komisji Europejskiej, implementacja w prawie polskim również powinna mieć miejsce w najbliższej przyszłości.

Bariery i jak je zneutralizować

• Przyłącza i moce elektryczne – modernizacje są często konieczne; w okresie przejściowym można pracować wariantem off-grid/linia bezpośrednia lub rozwijać projekt mniejszymi etapami, ale warto planować docelowe moce dla pomp ciepła i kotłów, by nie dublować nakładów inwestycyjnych.
• Ryzyko inwestycyjne – model HP2H noCAPEX pozwala wdrożyć technologię bez obciążania bilansu finansowego spółki ciepłowniczej. Horizons zapewnia finansowanie, wykonanie i utrzymanie w ruchu, a klient kupuje ciepło uzyskując redukcję emisji, białe certyfikaty i zgodność z wymogami ESC.
• Procesy i kompetencje – modelowanie pracy systemu poprzez wykorzystanie systemu „cyfrowego bliźniaka” (Horizons Digital.Twin) przed dokonaniem inwestycji pozwala w precyzyjny sposób określić rolę i zastosowanie źródeł PtH oraz określić ich wpływ na ekonomikę oraz emisyjność systemu. Kolejnym krokiem jest wdrożenie algorytmów sterowania opartych na cenach dynamicznych uwzględniające zmienne warunki pracy systemu ograniczają ryzyko rozminięcia się prognoz z rzeczywistością oraz poprawiają dyspozycyjność instalacji.

Plan wdrożeniowy dla przedsiębiorstwa ciepłowniczego

• Audyt zapotrzebowania i profilu cenowego; identyfikacja możliwości i skalowanie pod istniejący system.
• Wybór architektury: pompa ciepła „w podstawie” + dobowy/sezonowy magazyn ciepła lub kocioł elektrodowy „na okazje cenowe” albo rozwiązania hybrydowe
• Analiza wariantów: spięcie z istniejącą EC/kogeneracją (zalicznikowo) lub wariant z linią bezpośrednią.
• Studium wykonalności z wariantowaniem mocy źródeł, zmiennymi cenami energii i warunków pracy systemu.
• Projekt i finansowanie (EPC/noCAPEX).
• Integracja automatyki i strategii pracy z funkcją usług elastyczności.
• Odbiory, testy, optymalizacja pracy i utrzymanie w ruchu.

Wnioski: elastyczność w cenie, emisje w dół, rentowność w górę

Raporty branżowe i scenariusze dla Polski są spójne: elektryfikacja ciepła przez technologię Power-to-Heat, wsparta magazynowaniem ciepła, to najkrótsza droga do dekarbonizacji i rozwiązanie zapewniające spełnię wymagań dyrektyw EED/RED III. Daje to stabilizację kosztów dla odbiorców, większą odporność systemu oraz wykorzystanie krajowego potencjału OZE – bez ryzyka paliwowego. To rozwiązanie sprawdzone technologicznie, dostępne od ręki i skalowalne, z modelem finansowania dostosowanym do możliwości przedsiębiorstw.

Bibliografia:

1. PTEZ, Potencjał wykorzystania technologii Power-to-Heat w transformacji sektora ciepłownictwa systemowego w Polsce (2024).
2. PIME & IEO, Mapa drogowa dla rynku magazynów ciepła w Polsce (2024).

3. NCBR, Koncepcja dekarbonizacji ciepłownictwa systemowego (2024).

Źródło: Filip Jankun, Karol Żebrowski, Horizons Power To Heat

Artykuł pochodzi z wydania 4/2025 “Nowa Energia”