Ciepłownictwo może przejąć nadwyżki OZE. Zielone godziny mają ograniczyć wyłączanie farm

Polska coraz częściej ma problem nie tylko z niedoborem energii, ale także z jej nadmiarem w wybranych godzinach. W 2025 r. niewykorzystane pozostało 1,4 TWh energii z OZE, a przez 315 godzin na rynku pojawiały się ceny ujemne. Jednym z rozwiązań mogą być instalacje Power-to-Heat, magazyny ciepła i taryfy, które pozwolą ciepłowniom odbierać tanią energię wtedy, gdy system ma jej za dużo.

Aż 97,8 proc. redukcji produkcji OZE miało wynikać z braku elastyczności systemu. To oznacza, że kłopotem nie jest wyłącznie fizyczne przesłanie energii, lecz także brak odbiorców gotowych zużyć ją wtedy, gdy pojawia się nadwyżka. Ciepłownictwo może wejść właśnie w tę lukę, bo potrafi zamieniać prąd w ciepło i przechowywać je na później.

Power-to-Heat to model, w którym energia elektryczna zasila urządzenia produkujące ciepło, na przykład kotły elektrodowe albo pompy ciepła. Dla ciepłownictwa oznacza to możliwość pracy w godzinach, w których energia z OZE jest tania albo nadmiarowa. Dla rynku energii oznacza to dodatkowy popyt wtedy, gdy farmy wiatrowe i fotowoltaika musiałyby ograniczać produkcję.

Skala potencjału jest istotna. Systemy Power-to-Heat połączone z magazynami ciepła mogłyby zagospodarować około 42 TWh nadwyżek OZE rocznie. Bez magazynów potencjał spada do około 6 TWh. Różnica pokazuje, że sama elektryfikacja nie wystarczy, jeśli ciepło nie będzie mogło zostać odłożone na moment realnego zapotrzebowania.

Najważniejsza bariera nie musi być technologiczna. Nawet przy cenie energii na poziomie 0 zł za MWh całkowity koszt dla odbiorcy może przekraczać 330 zł za MWh. Powodem są opłaty doliczane do rachunku, w tym opłata mocowa i dystrybucyjna.

To sprawia, że ciepłownia, która teoretycznie mogłaby pomóc systemowi elektroenergetycznemu, w praktyce może nie mieć motywacji ekonomicznej do uruchomienia urządzeń. Zielone godziny miałyby zmienić ten rachunek przez wyodrębnienie okresów, w których nadwyżka energii z OZE byłaby pobierana na specjalnych warunkach.

W tle jest ogromny program inwestycyjny. Modernizacja ciepłownictwa do 2050 r. może pochłonąć od 299 do 466 mld zł. To pieniądze potrzebne na urządzenia wytwórcze, sieci, magazyny, automatykę oraz dostosowanie lokalnych systemów do pracy z nowymi technologiami.

Jeżeli te inwestycje zostaną zaprojektowane bez powiązania z rynkiem energii elektrycznej, część potencjału OZE nadal może się marnować. Ciepłownictwo potrzebuje więc nie tylko pieniędzy, ale też zasad rozliczeń, które nagradzają elastyczność i pozwalają pracować wtedy, gdy pomaga to całemu systemowi.

Najbardziej oczywistym beneficjentem są systemy ciepłownicze, które zyskują dodatkowe narzędzie produkcji ciepła i możliwość ograniczania kosztów paliw kopalnych. Skorzystać mogą też odbiorcy, jeśli niższe koszty pracy w wybranych godzinach przełożą się na stabilniejsze taryfy.

Korzyść może odczuć także rynek energii. Mniej przymusowych redukcji produkcji oznacza lepsze wykorzystanie inwestycji w wiatr i fotowoltaikę. Dla inwestorów to ważny sygnał, bo im więcej energii trzeba ograniczać, tym trudniej planować opłacalność nowych projektów.

Techniczny potencjał nie wystarczy, jeśli nie powstaną zasady, które pozwolą go uruchomić. Ciepłownie muszą mieć powód, aby inwestować w urządzenia pracujące wtedy, gdy system elektroenergetyczny ma nadwyżkę. Jeżeli zielone godziny pozostaną tylko postulatem, część projektów może nie przejść progu opłacalności.

Ryzykiem jest też nierówne tempo inwestycji. Duże systemy miejskie mogą łatwiej zdobyć finansowanie i kadry techniczne, a mniejsze ciepłownie mogą zostać z kosztowną transformacją bez odpowiednich narzędzi. To szczególnie ważne w miastach, gdzie sieć ciepłownicza jest stara, a potrzeby remontowe konkurują z nowymi projektami.

Najbliższe decyzje powinny pokazać, czy zielone godziny trafią do regulacji, taryf albo programów finansowania. Szczególnie ważne będą zasady opłaty mocowej i dystrybucyjnej dla energii zużywanej w godzinach nadwyżki OZE. Bez zmian w tych elementach nawet bardzo tani prąd może nie dawać taniego ciepła.

Warto też obserwować, czy programy wsparcia będą premiować magazyny ciepła. Bez nich Power-to-Heat może działać tylko wtedy, gdy zapotrzebowanie na ciepło pojawia się równocześnie z nadwyżką prądu. Magazyn przesuwa tę energię w czasie i dlatego może decydować o opłacalności całego modelu.

Transformacja energetyczna nie kończy się na budowie farm wiatrowych i fotowoltaicznych. Jeżeli system nie będzie miał odbiorców zdolnych szybko przejmować nadwyżki, część zielonej energii nadal będzie ograniczana. To osłabia efekt inwestycji i utrudnia dalszy wzrost udziału OZE.

Ciepłownictwo może być jednym z takich odbiorców, ale tylko wtedy, gdy inwestycje w urządzenia i magazyny zostaną połączone z nowymi zasadami rozliczeń. Bez tego Polska będzie miała jednocześnie coraz więcej zielonej energii i coraz więcej godzin, w których nie potrafi jej wykorzystać.

Ciepłownictwo może stać się ważnym elementem bilansowania systemu OZE, ale nie zrobi tego samą technologią. Kluczowe będą taryfy, magazyny ciepła i finansowanie inwestycji. Jeżeli te elementy zostaną dobrze połączone, nadwyżki zielonej energii mogą ogrzewać miasta zamiast znikać w przymusowych ograniczeniach produkcji.