Mniejsze rachunki za ciepło? Eksperci: Jeśli przestaniemy produkować "pod temperaturę"

To rzadki przypadek, gdy interesy konsumentów, spółek ciepłowniczych i transformacji energetycznej są zbieżne i warto to wykorzystać – przekonują autorzy raportu "Bezpieczniej i taniej. Ciepłownictwo na ratunek KSE". Rysują scenariusz, w którym ciepłownictwo może pomóc ustabilizować Krajowy System Elektroenergetyczny, czyli sieć wytwarzającą, dystrybuującą i magazynującą energię dla Polski. A przy okazji – obniżyć ceny ciepła dla odbiorców i nie tracić przy tym zysków.

Jak wskazują eksperci Forum Energii, obecny model polskiego ciepłownictwa, oparty na stabilnej produkcji ciepła i sprzedaży energii elektrycznej w długoterminowych kontraktach, przestaje być opłacalny, bo warunki rynkowe są zbyt zmienne.

Ciepłownie, twierdzą analitycy, mogą stać się jednak mocnym ogniwem transformacji energetycznej i da się do tego wykorzystać infrastrukturę, która już istnieje. Warunek? Elastyczność.

Polskie ciepłownictwo systemowe zajmuje drugie miejsce w Europie pod względem ilości dostarczanego ciepła. Ogrzewa aż 15 milionów mieszkańców Polski, z czego 70 proc. w miastach. Jednocześnie coraz więcej gospodarstw domowych rozważa odejście od ciepła systemowego na rzecz własnych źródeł: pomp ciepła, ogrzewania elektrycznego itd. Rosną koszty paliw czy uprawnień do emisji CO2, co też ma wpływ na rachunki.

Sektor ciepłowniczy jest zobowiązany unijnymi przepisami do modernizacji. Chodzi głównie o dyrektywę o efektywności energetycznej (EED) z 2023 r. i stopniowo zaostrzane definicje Efektywnego Systemu Ciepłowniczego. Status ESC jest potrzebny producentom ciepła (i chłodu, co doprecyzowuje najnowszy projekt nowelizacji Prawa energetycznego), by uzyskać pomoc publiczną i unijne finansowanie.

Żeby system ciepłowniczy był efektywny energetycznie, musi dziś spełnić jeden z kilku warunków: co najmniej 50 proc. ciepła musi pochodzić z OZE albo z tzw. ciepła odpadowego, czyli energii odzyskanej np. z przemysłu czy centrów danych.

Alternatywnie system może opierać się w 75 proc. na kogeneracji, czyli jednoczesnym wytwarzaniu prądu i ciepła. Możliwe jest też łączenie tych źródeł, jeśli zapewniają razem 50 proc. produkcji.

Od 1 stycznia 2028 r. te warunki będą stopniowo zaostrzane, by w 2050 r. osiągnąć wymóg 100 proc. energii z OZE i 0-procentowy próg emisyjności. To oznacza także, że z produkcji będzie musiał być wycofywany gaz, którego teraz jest coraz więcej, bo to tzw. paliwo przejściowe. Jak przypomina Forum Energii, pod koniec 2023 r. jedynie 22,6 proc. systemów ciepłowniczych w Polsce miało status efektywnych energetycznie.

– Ciepłownictwo systemowe działa w warunkach wysokiego ryzyka związanego z kosztami paliw, koniecznością modernizacji źródeł ciepła, presją poprawy rentowności, konkurencyjności cenowej wobec indywidualnych systemów grzewczych oraz możliwością utraty odbiorców ciepła systemowego w razie jej pogorszenia – komentuje prezeska Forum Energii dr Joanna Pandera i podkreśla, że zmiany są konieczne.

– W obliczu rosnącej zmienności na rynku paliw oraz energii elektrycznej ten model ciepłownictwa staje się coraz trudniejszy do utrzymania – ocenia.

141 z 367 koncesjonowanych zakładów ciepłowniczych wytwarza jednocześnie energię elektryczną. Dziś jednak większość elektrociepłowni, które w kogeneracji produkują zarówno ciepło, jak i prąd, pracuje w rytmie temperatur. Gdy jest zimno, produkują więcej, gdy ciepło – mniej, a prąd jest tu "jedynie" produktem ubocznym.

Sprzedaje się go po stałej cenie i w długoterminowych kontraktach. Tym sposobem często się marnuje i nie zarabia dla zakładu tyle, ile by mógł – można wywnioskować z raportu Forum Energii. Eksperci przekonują, że ciepłownie powinny przemyśleć czas wytwarzania energii elektrycznej i sprzedawać ją na giełdzie spot, na dogodnych dla siebie warunkach.

Polski system energetyczny jest zmienny w ciągu doby, co wynika przede wszystkim z braku elastyczności źródeł i magazynów energii. Choć mamy sporo fotowoltaiki, to produkuje ona najwięcej, co nie dziwi, w ciągu dnia. Wtedy pokrywa tak dużą część zapotrzebowania na prąd, że czasem w systemie widzimy nadwyżki energii i spadki cen – nawet do poziomów ujemnych.

Wieczorem sytuacja się odwraca: produkcja z PV gwałtownie spada, a zapotrzebowanie rośnie, bo to wtedy wracamy do domów. Do systemu wkraczają wtedy elektrownie na drogi węgiel i gaz, a ceny energii rosną. Polska eksportuje więc najtańszą energię w godzinach jej szczytowej produkcji, by zaledwie kilka godzin później uzupełniać niedobory importem droższej energii z zagranicy i uruchamianiem drogich rezerw.

Kluczowa informacja dla konsumenta, wynikająca z raportu, jest taka, że przy większej elastyczności systemu i przebudowie modeli biznesowych ciepłowni cena ciepła mogłaby spaść prawie o jedną czwartą. Skąd ten wniosek?

Twórcy raportu wykonali analizę porównawczą małej elektrociepłowni (poniżej 5 MW) w dwóch scenariuszach, w latach 2017-2025. Pierwszy scenariusz: z elastycznym magazynem ciepła, reagującym na bieżące sygnały rynkowe. Drugi: referencyjny, oparty na konwencjonalnym modelu sprzedaży energii elektrycznej w długoterminowych kontraktach i pracujący pod dyktando zapotrzebowania na ciepło. Czyli tak, jak dziś.

Dr inż. Arkadiusz Musiał, starszy analityk w Forum Energii i współautor opracowania wyjaśnia, że źródłem jest tu nadwyżka zysku w scenariuszu elastycznym. Model zakładał bowiem z jednej strony wytwarzanie i sprzedaż energii elektrycznej w godzinach, gdy jest najdroższa i najbardziej potrzebna w systemie, zaś poza tym okresem – magazynowanie jej. Z drugiej strony, gdy ceny energii elektrycznej są niskie, kogeneracja miałaby być zastępowana np. ciepłem zgromadzonym wcześniej w magazynach.

W symulacji dla 2025 r. scenariusz elastyczny osiągnął ok. 1,57 mln zł zysku, a referencyjny o ponad 0,9 mln zł mniej. Sprawdzono więc, o ile można by obniżyć cenę ciepła dla odbiorców przy zachowaniu wyników finansowych przedsiębiorstwa.

– Wynik: cena mogłaby spaść z ok. 92 zł za GJ do ok. 71 zł, czyli o ok. 21 zł, co daje ponad 23 proc. – wyjaśnia Arkadiusz Musiał.

Podkreśla, że to wartość dla tej konkretnej symulacji, a nie obietnica dla każdego systemu ciepłowniczego. – Zależy ona bowiem od profilu zapotrzebowania na ciepło, wielkości i sprawności jednostek, pojemności magazynu, cen gazu, kosztów CO2, cen energii elektrycznej oraz wsparcia wysokosprawnej kogeneracji. Sam mechanizm jest jednak powtarzalny. Raport pokazuje, że elastyczność nie była jednorazowym przypadkiem: w latach 2017-2025 scenariusz elastyczny uzyskał lepszy wynik miesięczny w 75 ze 108 miesięcy, lepszy wynik roczny w 5 z 9 lat, a w 2025 r. był lepszy od scenariusza referencyjnego w każdym miesiącu – dodaje analityk.

– Po pierwsze musi nastąpić zmiana sposobu sprzedaży energii elektrycznej przez elektrociepłownie. W modelu referencyjnym cała energia elektryczna jest sprzedawana w bardziej przewidywalnych kontraktach, a przedsiębiorstwo nie bierze pod uwagę godzin z wysokimi cenami energii elektrycznej na Rynku Dnia Następnego, przez co traci potencjalnie wysokie dochody – wyjaśnia Musiał.

Drugi warunek to zwiększenie liczby i pojemności magazynów ciepła, które pozwalają "przesuwać" produkcję w czasie. – To właśnie magazyn ciepła daje większą swobodę pracy elektrociepłowni ze względu na cenę energii elektrycznej, ponieważ pozwala pracować bardziej niezależnie od zapotrzebowania na ciepło, jednocześnie zachowując niezawodność dostaw ciepła dla odbiorców – podkreśla analityk. Ministerstwo Klimatu uruchomiło w ramach Funduszu Modernizacyjnego pilotaż programu "Magazyny ciepła w ciepłownictwie systemowym" w 20 polskich miastach. Zobaczymy, co przyniesie.

Nie bez znaczenia są też kompetencje i narzędzia: analityka, prognozowanie cen, sterowanie źródłami, automatyka, wymiana danych, umiejętność handlu energią. Nabycie ich może wymagać dodatkowych nakładów czasowych i finansowych. – Jednak nie każdy mały i średni PEC (przedsiębiorstwo energetyki cieplnej – red.) musi budować te kompetencje samodzielnie. Może wejść we współpracę ze spółkami obrotu, agregatorami, dostawcami usług bilansujących albo wirtualnymi elektrowniami – przekonuje ekspert.

Czwarty warunek, który wymienia, to zmiany w systemie taryfowania ciepła na bardziej elastyczne i krótkoterminowe. – Jeżeli wysoki zysk z elastycznego działania kogeneracji na rynku energii elektrycznej ma przełożyć się na niższe ceny ciepła, potrzebne są mechanizmy, które pozwolą przenieść część korzyści do odbiorców, a jednocześnie zostawią przedsiębiorstwu środki na dalszą modernizację. Warunki te muszą zostać spełnione jednocześnie – konkluduje.

Sektor ciepłowniczy przez lata działał w relatywnie stabilnym otoczeniu regulacyjnym i cenowym, ale to się nieuchronnie zmienia. – Ciepłownictwo zaczyna działać w świecie dynamicznych cen energii elektrycznej, ale taryfy na ciepło wciąż są projektowane w logice znacznie wolniejszego, rocznego cyklu. Stała cena nie daje sygnału ekonomicznego do dynamicznego zarządzania produkcją energii elektrycznej i ciepła – podsumowuje Arkadiusz Musiał.

Przyznaje jednak, że sprzedaż energii elektrycznej z kogeneracji na giełdzie spot wiąże się dla przedsiębiorstw z większym poziomem niepewności, co utrudnia przewidywanie dochodów i kosztów oraz rozliczanie źródeł ciepła, które pracują nieregularnie. Przed ciepłowniami więc naprawdę spore wyzwanie.

Karolina Deling-Jóźwik, wydawczyni podcastu "Lepszy Klimat"