Elektryfikacji ciepłowni komunalnych, przemysłowych i wybranych procesów w przemyśle

Elektryfikacja oparta na wykorzystaniu energii z OZE od szeregu lat jest wymienia jako najważniejszy stymulator transformacji energetycznej oraz istota tzw. sector coupling, czyli łączenia sektorów. Dotyczy to zarówno transformacji ciepłownictwa, przemysłu, jak i transportu. Świadomość tego faktu ma choćby sektor paliwowy.

Systemowe uwarunkowana elektryfikacji ciepłownictwa i przemysłu w UE
Wg ekspertów ORLEN , transformacja energetyczna napędzana jest dynamicznym rozwojem technologii i ewolucją preferencji społecznych, ale przyspiesza wraz z postępującą elektryfikacją i rozwojem OZE. Czynnikiem napędzającym transformację jest coraz niższy koszt pozyskania energii z OZE, które będą systematycznie wypierać paliwa kopalne z miksu energetycznego. Technologii elektryfikacji bazującej na energii elektrycznej z OZE takie jak pompy ciepła i kotły elektryczne są znane i coraz powszechniej dostępne. Ale niezbędnym elementem łączenia sektorów i elektryfikacji oparte na OZE stają się magazyny energii, w szczególności długoterminowe.

Wg Komisji Europejskiej „Sector coupling” polega m.in. na elastycznej elektryfikacji ciepłownictwa, transportu i przemysłu – tzw. P2X, czyli stanowi zaprzeczenie tradycyjnego podejścia „silosowego” do rozwiązywania problemów w energetyce. Nowoczesna energetyka to systemem „wielokierunkowy”, w którym konsumenci odgrywają aktywną rolę w zaopatrzeniu w energię. W takim systemie np. odbiorcy energii prowadzą wymianę ciepła w inteligentnych systemach ciepłowniczych lub odprowadzają energię elektryczną, którą wytwarzają samodzielnie, a magazynowanie energii zapewnia elastyczność pracy źródeł wytwórczych. Dzięki ściślejszej integracji sektorów energetycznego, ciepłownictwa i gazowniczego – magazyny energii umożliwiają korzystanie z cen energii elektrycznej w czasie rzeczywistym, aby w bardziej inteligentny sposób reagować na zapotrzebowanie oraz dają możliwość arbitrażu między rynkami energii elektrycznej, ciepła i gazu. W takim, strategicznym kontekście należy dostrzec rolę magazynowania energii. Odrębną, w praktyce docelowo jeszcze ważniejszą „gałęzią” sector coupling jest rozwój gospodarki wodorowej na potrzeby przemysłu ciężkiego i ciężkiej chemii (green hydrogen-to-X) oraz magazynów wodoru (amoniaku).

Dyrektywa 2019/944 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz zmieniająca dyrektywę 2012/27/UE (tzw. dyrektywa rynkowa) wprowadziła w Art. 2 pkt 59) nową, definicję magazynowania energii w brzmieniu: odroczenie, w systemie energetycznym, końcowego zużycia energii elektrycznej w stosunku do momentu jej wytworzenia lub przekształcenie jej w inną postać energii, umożliwiającą jej magazynowanie, magazynowanie takiej energii, a następnie ponowne przekształcenie takiej energii w energię elektryczną lub wykorzystanie jej w postaci innego nośnika energii. Celem i intencją ustawodawcy europejskiego było stworzenie podwalin pod jednolitą regulację procesów składających się na sector coupling, jako fundament rozwoju gospodarki opartego na rozwoju bezpaliwowych (a w efekcie bezemisyjnych) źródeł odnawialnych energii elektrycznej, nie blokowanego ograniczeniem zdolności systemu elektroenergetycznego do natychmiastowego wchłonięcia zmiennych w czasie nadwyżek energii elektrycznej generowanych w tych źródłach. Ideę systemu Sector coupling z magazynami energii, wprowadzoną do dyrektywy rynkowej i unijnej strategii energetycznej w 2020 r. zilustrowano na rys. 1.

Rys. 1. Generalna idea systemu Sector coupling w procesach elektryfikacji oraz rola magazynów energii jako źródeł elastyczności i technologii sprzęgających

Zdaniem organizacji przemysłowych UE , elektryfikacja zapewnia elastyczność i oszczędność kosztów, ale wraz z rozwojem OZE zmienia się sposób podejścia do elastyczności. Podczas, gdy „zwykła” elektryfikacja przemysłu wymaga konkurencyjnych cen energii elektrycznej, „inteligentna elektryfikacja” przemysłu, umożliwiająca elastyczne zużycie czystej energii elektrycznej w reakcji na sygnały zewnętrzne, pomoże zintegrować odnawialne źródła energii z systemem, obniżyć koszty energii i zapewnić nowe źródła przychodów dla przemysłu.

Rozwój elektryfikacji przemysłu i ciepłownictwa w kierunku OZE, wraz z magazynami energii, stają się centralnym punktem nowej polityki energetycznej UE, której syntezą jest unijny „Pakt dla czystego przemysłu” z 26 lutego 2025 r. Pakt stawia dwa wymierne cele: coroczny wzrost mocy OZE do 2030 r. o 100 GW/r. (w latach 2023-2024 w UE 27 przybywało odpowiednio 68 GW i 70 GW łącznej mocy elektrycznej z wiatru i słońca, czyli średnio 98,4% wszystkich nowych mocy OZE) oraz – warunkujące realizację tego celu – zwiększenie wskaźnika elektryfikacji w gospodarce, w tym w ciepłownictwie, z obecnych 21,3% do 32% w 2030 r. (elektryfikacja wyłącznie w oparciu o OZE). W ramach „paktu” Komisja Europejska zobowiązała się do opracowania szczegółowego „Planu działań na rzecz elektryfikacji” oraz „Strategii ogrzewania i chłodzenia, które będą, wraz z nowymi zasadami pomocy publicznej wspierać cele związane z elektryfikacją opartą na OZE oraz z integracji sektorów w przemyśle i zwiększeniem elastyczności systemów ciepłowniczych. Zapowiedziany termin ogłoszenia Planu oraz Strategii to koniec I kw. 2026 r.

Zakończyły się właśnie konsultacje obu dokumentów wdrożeniowych . „Plan działań na rzecz elektryfikacji” ma na celu rozwiązanie problemu barier utrudniających przyspieszenie opłacalnej i przyjaznej dla systemu energetycznego elektryfikacji w UE, zarówno pod względem podaży, jak i popytu. Skupia się na barierach oraz zachętach dla różnych przypadków użycia w przemyśle. Jego uzupełnieniem jest „Strategia ogrzewania i chłodzenia”, aby zapewnić spójną perspektywę integracji systemów energetycznych. Założenia konsultowanej „Strategii” dotyczyły finansowania (poprawy relacji cen gazu i energii elektrycznej, na rzecz tej drugiej), infrastruktury (integracja ogrzewania i chłodzenia z infrastrukturą elektroenergetyczną i gazową) oraz wdrażania kluczowych technologii, takich jak kotły elektrodowe i pompy ciepła (tzw. konwertery power-to-heat P2H) oraz magazyny ciepła.

Plan na rzecz elektryfikacji określi niezbędne warunki w zakresie wytwarzania energii elektrycznej, przy rosnącym udziale lokalnie wytwarzanej energii elektrycznej z OZE, która wraz z magazynami energii elektrycznej i ciepła na odpowiadać zapotrzebowaniu na elektryfikację przemysłu. Celem planu jest obniżenie kosztów doprowadzenia energii elektrycznej do centrów popytu w przemyśle, np. poprzez zachęcanie do lokalizacji nowego popytu w pobliżu instalacji wytwarzających czystą energię i vice versa. Inne środki prowadzące do obniżenia kosztów obejmują rewizję systemu opodatkowania energii dla przemysłu oraz wyłączenie części opłat poza energetycznych z taryf za energię elektryczną dla przemysłu i ciepłownictwa. W oczekiwaniu na końcową wersję planu unijnego i nowe możliwości pomocy publicznej Niemcy już teraz planują zwiększyć liczbę firm kwalifikujących się do dopłat do energii elektrycznej z 350 do 2200.

Ten oczywisty trend elektryfikacji opartej na OZE trwający już od dekady i nowy paradygmat rozwoju z nim związany są oczywiste i nieodwracalne. Powszechna świadomość tego faktu nie oznacza jednak pełnej akceptacji i braku prób podważania obranego kierunku. Elektryfikacja we wszystkich sektorach nie wszędzie przebiega równie łatwo i bezkonfliktowo. W krajach zachodnich na istotne ograniczenie natrafia np. elektryfikacja transportu. Rosnąca skala zależności od Chin w sektorze w sektorze elektromobilności nakazuje dostosować tempo transformacji do możliwości uniezależnienia się od zalewu dostaw z ChRL gotowych wyrobów – aut, jak i kluczowych komponentów – baterii (magazynów energii elektrycznej) oraz potrzebnych do ich produkcji pierwiastków ziem rzadkich. Chodzi o zależność importową w całym łańcuchu dostaw i dlatego zapadła decyzja UE o opóźnieniu planów elektryfikacji transportu, by producenci „elektryków” mieli więcej czasu w adaptację.

Zależność importowa rośnie też w przypadku pomp ciepła. Wg Komisji Europejskiej w 2023 r. zależność UE od importu pomp ciepła wynosiła 22% . Problem narasta w przypadku domowych pomp ciepła. W zakresie przemysłowych pomp ciepła, a w szczególności w przypadku kotłów elektrycznych , czy dużych magazynów ciepła – problem w zasadzie nie występuje. Elektryfikacja ciepłowni komunalnych, przemysłowych i szeregu procesów w przemyśle może odbywać się z niezwykle wysokim udziałem krajowego local content, a cały łańcuch dostaw można zamknąć w UE. Ciepłownictwo (te jest tylko lokalne) i szereg procesów przemysłowych mogą mieć pełne oparcie w technologiach wytwarzanych i dostarczanych lokalnie. Przejściowo w UE zasadne może być choćby pewne spowolnienie wysokiego tempa wzrostu budowy dodatkowych mocy wytwórczych OZE i towarzyszącego mu rosnącego importu magazynów bateryjnych (podaż globalna), na rzecz skierowania nadwyżek energii z OZE na rzecz elektryfikacji ciepłownictwa i przemysłu w oparciu o krajowe technologie (lokalny popyt i podaż lokalna).

Potwierdzeniem tej tezy jest nowy programu NFOŚiGW „Przydomowe magazyny energii” . Założenia programu, w pełni uzasadnione, proponują dofinansowanie wyłącznie magazynów ciepła wyprodukowane w Polsce. Założenie to jest w pełni uzasadnione i ma oparcie w krajowych zdolnościach produkcyjnych – baza danych producentów magazynów ciepła . W przypadku wielkoskalowych magazynów ciepła: komunalnych i przemysłowych, przewaga konkurencyjna krajowych producentów, wykonawców i dostawców pozostało większa i warto jak najszybciej z niej skorzystać, także po to, aby wystarczająco wcześnie zablokować zalew dostaw technologii z importu i dzięki przemysłowym magazynom ciepła produkowanym w Polsce wykorzystać nadwyżki produkowanej energii elektrycznej z OZE produkowanej przez krajowych wytwórców.

Elektryfikacja ciepłownictwa i przemysłu w warunkach krajowych

Wg najnowszego projektu KPEiK , sektor przemysłowy może stanowić również wsparcie dla bilansowania systemu elektroenergetycznego, dlatego szczególnie istotny jest rozwój usług zarządzania podażą i popytem na energię. Niezbędna jest tu elastyczność procesów, ale także zasadne jest rozwijanie własnych źródeł wytwórczych energii elektrycznej oraz różnego rodzaju systemów magazynowania energii, które wpłyną na wyższy stopień autokonsumpcji i współpracy z KSE. Projekt KPEiK potwierdza, iż zgodnie z dyrektywą RED III – państwa członkowskie zostały zobligowane do dążenia na rzecz zwiększenia udziału OZE w zużyciu energii w sektorze przemysłu o co najmniej 1,6 pp. średniorocznie rozliczane w latach 2021-2025 oraz 2026-2030. Bardziej ambitny scenariusz (WAM) wskazuje, iż w 2030 r. Polska może osiągnąć ok. 23,7% udziału OZE w zużyciu energii w sektorze przemysłu i ok. 42,2% w 2040 r. Wg scenariusza mniej ambitnego (WEM), udział OZE w zużyciu energii w sektorze przemysłu w 2030 r. wyniesie 21,2%. Cele te nie należą do najbardziej ambitnych na tle UE (32% w 2030 r.).

Scenariusz WEM w zakresie ciepłownictwa wyznacza na 2030 r. cel udziału OZE w zużyciu energii końcowej w ciepłownictwie i chłodnictwie na poziomie ok. 31,6%. Według scenariusza WAM udział ten wyniesie ok. 36,5%. KPEiK przewiduje specjalne działanie pn. „Rozwój rynku krajowych technologii i rozwiązań wspierających elektryfikację ciepłownictwa oraz technologie bezemisyjne”. Działanie przewiduje rozwój rynku krajowych technologii takich jak np. kotły elektryczne, magazyny ciepła i in. służące ograniczeniu kosztów wytwarzania ciepła i zwiększenia elastyczności systemu elektroenergetycznego. KPEiK postuluje podjęcie skoordynowanych działań eliminujących bariery technologiczne, finansowe i administracyjne, w szczególności stworzenie preferencyjnych warunków dla krajowych producentów technologii wspierających elektryfikację ciepłownictwa, m.in. poprzez premiowanie lokalnych komponentów w systemach wsparcia inwestycyjnego i przyspieszenie procesu uzyskiwania warunków przyłączenia do sieci dla instalacji bezemisyjnych. Podjęcie tych działań przyśpieszy rozwój rynku technologii sprzyjających integracji sektora ciepłowniczego i elektroenergetycznego, zwiększy ich dostępność oraz konkurencyjność oraz wesprze krajowy przemysł, a zastosowanie technologii magazynów ciepła współpracujących z różnymi źródłami może ograniczyć ceny ciepła w sektorze ciepłownictwa systemowego oraz ogrzewnictwa.

Projekt KPEiK przewiduje też działania wspierające: elektryfikacja systemów grzewczych poprzez stosowanie pomp ciepła lub kotłów elektrodowych (P2H) i magazynów ciepła oraz upowszechnienie umów [na zakup energii elektrycznej] z ceną dynamiczną. W efekcie ma nastąpić szybki wzrost bezpaliwowej elektryfikacji ciepłownictwa systemowego (i przemysłowego), kosztem kogeneracji (CHP) opartej na spalaniu paliw.

Rys. 2. Udziały paliw kopalnych, OZE i ciepła odpadowego oraz CHP i elektryfikacji w ciepłownictwie wg KPEiK
Opracowanie: IEO

Istotnym elementem polityki energetycznej wg KPEIK będą zmiany regulacji w kierunku ograniczenia barier stosowania OZE w ciepłownictwie, preferencyjnych warunków dla rozwoju systemów ciepłowniczych stosujących OZE, a także położenie nacisku na budowę magazynów ciepła zarówno dobowych, jak i sezonowych w różnych technologiach, celem pełnej integracji zależnych od pogody źródeł energii odnawialnej w systemach ciepłowniczych.

Rozwój procesów elektryfikacji ciepłownictwa i przemysłu, z wysokim udziałem local content prowadzący do powstrzymanie wzrostów kosztów energii elektrycznej, ciepła i pary technologicznej wymaga jednak proaktywnych działań, ze strony administracji publicznej, ustawodawcy i współpracy partnerów w procesie integracji sektorów energii elektrycznej i ciepła. Kluczowym do rozwiązania problemem zielonej elektryfikacji, opartej na OZE, jest zoptymalizowanie kosztów dostawy (dystrybucji) taniej i zeroemisyjnej energii z OZE do jej odbiorców: ciepłowni i elektrociepłowni miejskich, ciepłowni lokalnych, ciepłowni i elektrociepłowni przemysłowych oraz przemysłu. Z powodu niedostatku mechanizmów rynkowych i niekorzystnej struktury taryf dystrybucyjnych i opłat sieciowych, energia z OZE, zamiast dotrzeć do odbiorców mających potrzeby i potencjał elektryfikacji jest marnowana w efekcie tzw. redysponowania nierynkowego źródeł wytwórczych w szczytach generacji OZE.

Rozwiązania na rzecz elektryfikacji krajowych ciepłowni – benchmark międzynarodowy

Zgodnie ze światowym megatrendem rosną udziały źródeł pogodozależnych, które dostarczają najtańszą energię, w wytwarzaniu energii elektrycznej. W 2025 r. osiągnęły one 26,5% (w 2024 r. było to odpowiednio 25,9%). Tymczasem udziały najdroższej, ale ciągle potrzebnej energii z węgla spadają.

Rys. 3. Postępujące zmiany w strukturze produkcji energii elektrycznej w Polsce
Źródło IEO, na podstawie danych ENTSO-E. Dostęp: platforma IEO https://ieo.academy/ext_data/

Analogiczna struktura wytarzania energii elektrycznej w Niemczech jest w znacznie większym zakresie oparta na OZE.

Rys. 4. Postępujące zmiany w strukturze produkcji energii elektrycznej w Niemczech
Źródło: IEO, na podstawie danych ENTSO-E. Dostęp: platforma IEO https://ieo.academy/ext_data/

W Niemczech udział źródeł pogodozależnych w 202 r. przekroczył 48,1%. Miało to swoje skutki – spadek cen energii w szczytach generacji wzrost udziału godzin w ciągu roku z ujemnymi cenami energii, co ilustrują dwa rysunki 5 i 6.

Rys. 5. Wpływ generacji OZE na profil cen energii w Polsce (PL) i w Niemczech (DE)
Źródło: IEO, na podstawie danych ENTSO-E. Dostęp: platforma IEO https://ieo.academy/ext_data/

Rys. 5 potwierdza, iż rosnący udział energii z podozależnych OZE obniża ceny energii, ale tylko w szczytach generacji OZE. Ma to też swoje konsekwencje jeżeli chodzi o nasilenie się epizodów z ekstremalnie niskimi, a w szczególności ujemnymi cenami energii wtedy, gdy generacja OZE jest szczególnie wysoka.

Rys. 6. Liczba godzin z ujemnymi cenami energii elektrycznej w 2025 r. w wybranych krajach UE (obszarach cenowych)
Źródło: IEO, na podstawie danych ENTSO-E. Dostęp: platforma IEO https://ieo.academy/ext_data/

W 2025 r. w Polsce liczba godzin cenami ujemnymi (poniżej zera) przekroczyła 310 (na 8760 godz. w roku) i była o 30% wyższa niż w 2024 r. i niemal o 90% niższa niż w Niemczech, które mają o 90% wyższe udziału pogodozależnych OZE. Narastająca krzywa godzin z cenami ujemnymi pokazuje, iż zjawisko to, początkowe trudne dla branży OZE, ale korzystne dla ciepłownictwa i przemysłu i docelowo korzystane dla OZE przestało mieć charakter sezonowy i zaczęło występować regularnie, szczególnie w okresach wysokiej generacji fotowoltaicznej. Oznacza to, iż rynek coraz częściej sygnalizuje nadpodaż energii w określonych godzinach. Trudno jest uznać, iż optymalnym rozwiązaniem jest ograniczanie OZE i marnowanie taniej i bezemisyjnej energii i zakup niezwykle drogiej i wysokoemisyjnej energii w okresach, gdy generacja wiatrowa lub słoneczna jest niska lub jej nie ma. Najprostszym rozwiązaniem problemu niskich cen i ograniczeń OZE jest przekierowanie nadwyżkowej energii z OZE na potrzeby ciepłownictwa i przemysłu, które dzięki magazynom ciepła mogą wykorzystać swój potencjał elastyczności i pozyskać znaczące strumienie taniej energii w formule tzw. zielonej elektryfikacji.

Mechanizmy pozyskania da ciepłownictwa i przemysłu taniej energii elektrycznej z OZE
Dostosowanie podaży i popytu energii z OZE (symptomem niedopasowania jest redysponowanie nierynkowe, czyli wyłączenia OZE w szczycie generacji) wymaga czasu i pewnego rodzaju inwestycji po stronie ciepłownictwa i przemysłu (przyłącza do sieci, konwertery P2H i magazyny ciepła). Wobec gwałtownie rosnącej mocy farm fotowoltaicznych i wiatrowych (wolniejsze tempo rozwoju lądowych farm wiatrowych zostanie skompensowane skokowym przyrostem mocy morskich farm wiatrowych), rysuje się możliwość elektryfikacji ciepłownictwa i przemysłu nie tylko poprzez inwestycji we własne OZE, ale też w możliwości zakupu nadwyżkowej energii od niezależnych wytwórców energii z OZE. Zgodnie z projektem Krajowego Planu na rzecz Energii i Klimatu (KPEiK) , udziały energii ze źródeł pogodozależnych (słonecznych i wiatrowych) będą gwałtownie rosnąć, w szczególności do 2035 r. – osiągając 65% udział (rys. 7).

Rys. 7. Udziały energii z OZE, w tym ze źródeł wiatrowych i słonecznych
Źródło: Scenariusz WAM KPEiK, Ministerstwo Energii, oprac. IEO

Wobec w tej chwili wysokich prognozowanych wolumenów dostaw energii z pogodozależnych OZE (54 TWh w 2030 r., wg KPEiK), ciepłownictwo i przemysł mogą realizować elektryfikację poprzez:
• tradycyjne wytwarzanie energii z OZE na terenie przedsiębiorstw ciepłowniczych i przemysłowych (rozwiązanie dotychczas uznawana za podstawowe, ale wymagające znacznych nakładów CAPEX),
• dostarczanie energii z OZE do źródła ciepła linią bezpośrednią połączoną z OZE spoza działki przedsiębiorstwa – rozwiązanie jeszcze niezastosowane w praktyce,
• kupowanie energii ze źródeł OZE w kontrakcie PPA z gwarancją pochodzenia (znane są przykłady w przemyśle, ciepłownictwo dopiero wdraża tego typu rozwiązania),
• kupowanie energii z rynku (TGE, OTC) i gwarancji pochodzenia.

Możliwości te zilustrowano na rysunku 8.

Rys. 8. Różne możliwości elektryfikacji ciepłowni – dostarczenia energii z OZE do konwerterów P2H
Opracowanie: IEO

Najbardziej atrakcyjny dla przemysłu i ciepłownictwa jest zakup taniego pasma energii z OZE w godzinach wysokiej generacji OZE. w tej chwili w Polsce, z uwagi na wysokie moce w fotowoltaice najtańsza energia jest do pozyskania w szczególności w godz. 10:00-15:00 w miesiącach kwiecień – wrzesień. Są to też okresy najczęstszych ograniczeń farm fotowoltaicznych i wiatrowych, które w 2025 r. sięgnęły 1,4 TWh niedostarczonej do odbiorców energii z OZE. Wobec rosnących nadwyżek, przekierowanie tego wolumenu nadwyżkowej energii na potrzeby ciepłownictwa i przemysłu nie podniosłoby cen energii (nadwyżka podaży nad popytem dalej by istniała), ale z czasem ograniczyłoby marnotrawienie energii z OZE . Mechanizm transferu nadwyżek energii z OZE do przemysłu i ciepłownictwa zobrazowano na schemacie (rys. 9.).

Rys. 9. Model „win-win-win” elektryfikacji i zagospodarowania energii z OZE
Źródło: IEO

Ciepłownie komunalne i przemysłowe mogą rozważać różne modle zakupu taniego pasma energii z OZE – w zależności od elastyczności własnych potrzeb (tu są ograniczenia technologiczne i procesowe), elastyczności własnych zasobów wytwórczych energii elektrycznej i ciepła oraz posiadanych lub planowanych do budowy magazynów ciepła. Klasyfikację magazynów ciepła dla ciepłownictwa komunalnego (niskotemperaturowe) i przemysłowego (nisko-, średnio- i wysokotemperaturowe) przedstawiona na rys. 10.

Rys. 10. Magazyny energii dla przemysłu i ciepłownictwa
Opracowanie: IEO
Skrótowce angielskie: TTES – Tank Thermal Energy Storage, PTES – Pit Thermal Energy Storage, BESS – Battery Energy Storage System, VRES – Variable Renewable Energy Sources

Magazyny ciepła przemysłowe różnią się nie tylko temperaturą odbioru ciepła, ale także długością okresu maszynownia. Najkrótszymi okresami magazynowania charakteru się BESS (2-4 godz.), znacznie dłuższe okresy magazynowania oferują TTES (12-24 godz.), a najdłuższe PTES (1-9 miesięcy). Długoterminowe magazyny ciepła dają największą elastyczność w kontraktowaniu energii z OZE.

Dobór umowy na dostawę energii dla ciepłowni powinien uwzględniać dotychczasowe umowy w ciepłowni komunalnych i przemysłowych na zakup energii oraz dotychczasowe praktyki. Zmiana umowy za zakup energii, czy wprowadzaniu elektryfikacji (P2H) powinna być poprzedzona analizami. W szczególności analiza powinna uwzględniać charakterystyką ciepłowni, elastyczność jej parku wytwórczego, posiadane lub planowane magazyny ciepła (TES i PTES), posiadanie lub brak własnego podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie (POB), kompetencje w zakresie handlu energią oraz potrzebą lub brak potrzeby zwiększenia mocy umownej. Na podstawie analizy rynku oraz dostępnych rozwiązań regulacyjnych, można wyróżnić następujące modele kontraktowe na zakup energii dla ciepłowni i przemysłu na potrzeby P2H (tab. 1).

Tab. 1. Modele kontraktowe na zakup energii dla PEC z technologią P2H

Model kontraktowy	Charakterystyka	Zastosowanie
1) Dotychczasowa umowa	Zmianie nie podlega moc zamówiona (umowna), P2H wykorzystuje wolne rezerwy	Pierwszy krok w kierunku elektryfikacji. Dotychczasowa umowa jest przewymiarowana, moc zamówiona jest wyraźnie wyższa od profilu zapotrzebowania odbiorcy
2) Oddzielna umowa P2H typu merchant	Zachowanie starej umowy na bazowy pobór + nowa umowa z tą samą (dotychczasową) spółką obrotu dedykowana dla P2H	Najprostsze i przejrzyste wdrożenie P2H, minimalne zmiany w istniejących relacjach, choć może spowodować wzrost multiplikowanie opłat handlowych
3) Umowa PPA pay as produce na P2H	Typowe rozwiązanie na zakup całości energii z OZE (z Gwarancji Pochodzenia GoO lub bez)	Preferowany zakup z FW lub odpowiednio dobranych FW i FPV do profilu potrzeb P2H PEC z magazynem ciepła (TES/PTES), gotowy na pełną absorpcję produkcji OZE
4) Zakup energii po cenie dynamicznej + GO	Zakup energii po cenach RDN z oddzielnym zakupem GoO	Odbiorca przemysłowy lub PEC z kompetencjami tradingowymi (np. spółka obrotu w strukturze zakładu)
5) Dedykowana dla P2H Flexible PPA (FPPA) – wolumen zdefiniowany w określonych godzinach dostawy (Shaped PPA)	Umowa dedykowana P2H PPA z elastycznym wolumenem wyznaczonym określonymi w określonych dniach i godzinach, dostosowanym do produkcji OZE i potrzeb ciepłowni	PEC z magazynem ciepła (TES/PTES), gotowy na pełną absorpcję produkcji OZE
6) Dedykowana dla P2H Flexible PPA (FPPA) – wolumen zdefiniowany prognozą cen energii (Price Cap PPA)	Umowa dedykowana P2H PPA z elastycznym wolumenem wyznaczonym określonym zakresem cen energii	Odbiorca z magazynem ciepła (TES/PTES), gotowy na pełną absorpcję produkcji OZE

O ile nie jest to umowa kompleksowa z dystrybucją
Moc umowna < mocy przyłączeniowej, która w tym modelu nie ulega zmianie

Najbardziej standardowe i w tej chwili stosowane wydają się modele 2 – w powiązaniu z 3 lub 4. Model 1 jest najtańszy, ale pozwala tylko na wykorzystanie niewielkich, rezerwowych lub w tej chwili przewymiarowanych mocy przyłączeniowych lub umownych. Modele 5 i 6 mają duży potencjał pozyskania taniej energii z OZE, ale nie są jeszcze rozpowszechnione. W zależności od własnych potrzeb i mocy źródeł słonecznych lub wiatrowych – ciepłownia lub zakład przemysłowy może zawrzeć więcej niż jedną umowę PPA plus standardową umowę (merchant) na dostawę energii z rynku energii, np. wg indeksu RDN. Z uwagi na strukturę opłat sieciowych, a w szczególności wpływ opłaty stałej, korzystny jest jednoczesny zakup jedocześnie profilu wiatrowego i fotowoltaicznego. Szerzej kontraktowania energii z OZE dla przemysłu i ciepłownictwa z uwzględnieniem kosztów dystycuji jest omówione w artykule i w prezentacji z konferencji PIME Storage Energy Summit 2026 .

Podsumowanie
Elektryfikacja ciepłownictwa i przesyłu wsparta magazynami ciepła jest światowym megatrendem i priorytetem polityki Unii Europejskiej. Unijny pakt dla czystego przemysłu stawia dwa wymierne cele: coroczny wzrost mocy OZE do 2030 r. o 100 GW/r. oraz – warunkujące realizację tego celu – zwiększenie wskaźnika elektryfikacji w gospodarce, w tym w ciepłownictwie, z obecnych 21,3% do 32% w 2030 r. (elektryfikacja wyłącznie w oparciu o OZE).
Elektryfikacja przemysłu i ciepłownictwa jest ważnym komponentem projekt Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu do 2030 r. z perspektywą do 2040 r. (KPEiK). KPEiK potwierdza, iż zgodnie z dyrektywą RED III państwa członkowskie zostały zobligowane do dążenia na rzecz zwiększenia udziału OZE w zużyciu energii w sektorze przemysłu o co najmniej 1,6 pp. średniorocznie rozliczane w latach 2021-2025 oraz 2026-2030. Bardziej ambitny scenariusz (WAM) wskazuje iż w 2030 r. Polska może osiągnąć ok. 23,7% udziału OZE w zużyciu energii w sektorze przemysłu i ok. 42,2% w 2040 r. gwałtownie ma rosnąć poziom elektryfikacji ciepłownictwa systemowego z obecnego 1% do 10% w 2035 r. i 18% w 2040 r., w szczególności dzięki wykorzystaniu pomp ciepła, kotłów elektrodowych i magazynów ciepła. Elektryfikacja wniesie istotny wkład w we wzrost udziału energii z OZE w zużyciu energii końcowej w ciepłownictwie i chłodnictwie, który w 2030 r. ma osiągnąć (wg scenariusza WAM) ok. 36,5%.

Wobec planowanego w KPEiK szybkiego wzrostu udziałów energii ze źródeł pogodozależnych (słonecznych i wiatrowych), które do 2035 r. mają osiągając 65% udział w wytwarzaniu energii elektrycznej, ciepłownictwo i przemysł mogą oprzeć swoje strategie w zakresie dekarbonizacji i elektryfikacji w oparciu o budowę magazynów ciepła z konwerterami P2H oraz zakup taniego pasma energii elektrycznej z OZE w formie umów typu merchant oraz umów PPA z wytwórcami energii z OZE. Rozwiązanie to pozwala na obniżenie cen energii elektrycznej w całym systemie energetycznym, ograniczyć tzw. redysponowanie nierynkowe farm wiatrowych i fotowoltaicznych oraz obniżyć koszty ciepła i pary w ciepłownictwie i przemyśle.

[1] Czyżewski A. Bodnari E. Rafałowski M.: Transformacja energetyczna. PKN ORLEN, (2020). [2] Komisja Europejska: „Impuls dla gospodarki neutralnej dla klimatu: strategia UE dotycząca integracji systemu energetycznego”. Bruksela, dnia 8.07.2020 r., COM (2020) 299 final. [3]URL: https://eur-lex.europa.eu/legal-content/PL/TXT/PDF/?uri=CELEX%3A32019L0944&from=ES [4] Komisja Europejska: „Impuls dla gospodarki neutralnej dla klimatu: strategia UE dotycząca integracji systemu energetycznego”. Bruksela, dnia 8.07.2020 r., COM (2020) 299 final. [5] Instytut Energetyki Odnawialnej: Magazynowanie energii jako element rynku energii elektrycznej i ciepła. Raport przygotowany na zlecenie Fundacji Warszawski Instytut Bankowości. Warszawa 2024. URL: https://pabwib.pl/produkt/magazynowanie-energii-jako-element-rynku-energii-elektrycznej-i-ciepla/ [6] The Electrification Alliance. URL: https://electrification-alliance.eu/positions/ [7] Consultation of 2 key UE initiatives: the EU Electrification Action Plan and the EU Heating and Cooling Strategy. URL: https://energy.ec.europa.eu/news/have-your-say-eus-electrification-action-plan-and-heating-and-cooling-strategy-2025-08-28_en [8] Brussels, 23.5.2025 C(2025) 9034 final COMMUNICATION FROM THE COMMISSION providing updated information to determine the shares of the European Union supply of final products and their main specific components originating in different third countries under Regulation (EU) 2024/1735 on establishing a framework of measures for strengthening Europe’s net-zero technology manufacuting. [9] W przypadku przemysłowych nagrzewnic i kotłów elektrycznych zależność importowa UE wynosi tylko 11% i jest bezpiecznie zdywersyfikowana: Wielka Brytania, Korea Płd. oraz Turcja. Op. cit. [10] NFOŚiGW, Fundusz Modernizacyjny, Przydomowe magazyny energii. URL: https://www.gov.pl/web/funduszmodernizacyjny/przydomowe-magazyny-energii [11] Instytut Energetyki Odnawialnej: Baza danych małych zasobników ciepła. URL: https://sklepieo.pl/baza-danych-malych-zasobnikow-ciepla-czerwiec-2022.html [12] Ministerstwo Energii: Projekt Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu do 2030 i 2040 roku. URL: https://www.gov.pl/web/energia/ministerstwo-energii-opublikowalo-projekt-krajowego-planu-w-dziedzinie-energii-i-klimatu-do-2030-i-2040-roku-to-kluczowy-dokument-dla-polskiej-energetyki-i-polskiej-gospodarki [13] Ministerstwo Energii: Projekt Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu do 2030 r. z perspektywą do 2040 r. URL: https://www.gov.pl/web/klimat/projekt-krajowego-planu-w-dziedzinie-energii-i-klimatu-do-2030-r-z-perspektywa-do-2040-r-wersja-przekazana-do-dalszego-procedowania-na-poziomie-rady-ministrow [14] Instytut Energetyki Odnawialnej: Zielona elektryfikacja ciepłownictwa. Instytut Energetyki Odnawialnej i Polska Izba Magazynowania Energii. Warszawa 2025 r. URL: https://ieo.pl/aktualnosci/1715-zielona-elektryfikacja-cieplownictwa-premiera-raportu [15] Wiśniewski G.: Koszty dystrybucji z parapodatkami barierą dla elektryfikacji przemysłu. URL: https://odnawialny.blogspot.com/2026/01/koszty-dystrybucji-z-parapodatkami.html [16] Wiśniewski G.: Elektryfikacja ciepłowni przemysłowych z wykorzystaniem magazynów ciepła i zielonej energii elektrycznej.

Źródło: Grzegorz Wiśniewski, dr inż. Konrad Wiśniewski, dr inż. Tomasz Kowalak, Sebastian Orzechowski, Instytut Energetyki Odnawialnej

Artykuł pochodzi z wydania 1/2026 magazynu ,,Nowa Energia“