Tradycyjne systemy ciepłownicze

Tradycyjne ciepłownictwo działa w stosunkowo prosty sposób: musi pokryć określone zapotrzebowanie na ciepło, pracując w podstawie, z naciskiem na niezawodność dostaw. W Europie kluczową technologią produkcji ciepła jest kogeneracja. Wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej w skojarzeniu zapewnia obecnie 70% ciepła wykorzystywanego w sieciach ciepłowniczych i chłodniczych na Starym Kontynencie, natomiast jak wynika z raportu Polskiego Towarzystwa Energetyki Cieplnej w Polsce w 2023 r. odsetek ten wynosił około 64%.

W tradycyjnych systemach ciepłowniczych energia elektryczna wytwarzana w jednostkach kogeneracyjnych jest traktowana jako produkt uboczny i sprzedawana po stałej cenie, bez wywierania wpływu na rynek energii. W nowoczesnych elektrociepłowniach, które zazwyczaj wykorzystują elastyczne silniki gazowe, zarówno energia elektryczna, jak i ciepło są uznawane za równie istotne. Silniki mogą szybko dostosowywać swoją moc do bieżącego zapotrzebowania na ciepło albo zmaksymalizować produkcję energii elektrycznej w okresach wysokiego zapotrzebowania.

Dodatkowo silniki mogą elastycznie uczestniczyć w dynamicznych rynkach energii elektrycznej, charakteryzujących się rosnącą zmiennością cen, przynosząc operatorom systemów ciepłowniczych większe korzyści, a tym samym obniżyć rachunki konsumentów. Aby maksymalizować zyski, takie instalacje wymagają elastycznych, nowoczesnych silników
o najwyższej sprawności elektrycznej.

Rynki wymagają elastyczności

Rosnący udział w miksie energetycznym odnawialnych źródeł energii (OZE), charakteryzujących się niestabilnością produkcji, doprowadził do znacznego wzrostu wahań cen na rynkach energii elektrycznej, ale niesie ze sobą również inne konsekwencje. Po pierwsze, systemy elektroenergetyczne wymagają coraz większej ilości elastycznych mocy w celu bilansowania OZE. Po drugie, tradycyjni wytwórcy pracujący w podstawie zaczynają ponosić straty ekonomiczne w okresach niskich cen, ponieważ nie są w stanie elastycznie reagować na sygnały cenowe.

– Ta zmiana otwiera szanse dla operatorów systemów ciepłowniczych, którzy wykorzystują elastyczne i efektywne technologie. Stosując takie rozwiązania jak silniki, kogeneracja może stać się głównym źródłem elastyczności dla sieci elektroenergetycznych – podkreśla Krzysztof Łokaj.

Jak działa ta technologia?

Elektrociepłownie kogeneracyjne mogą wytwarzać energię elektryczną w okresie wysokiego zapotrzebowania na ciepło, ale także wtedy, gdy produkcja ze źródeł odnawialnych jest niewystarczająca ze względu na warunki pogodowe. Zazwyczaj takie okresy występują kilka razy w ciągu dnia, odzwierciedlając zmienność zarówno podaży, jak i popytu. Jednostki kogeneracyjne oparte na silnikach mogą być uruchamiane i wyłączane tyle razy dziennie, ile jest to potrzebne. Dzięki temu są w stanie wykorzystać szczyty cenowe i uniknąć pracy w okresach niskich lub ujemnych cen. To czyni je idealnym rozwiązaniem dla dynamicznych systemów ciepłowniczych oraz zmiennego otoczenia rynkowego.

– Przy wyborze silników należy brać pod uwagę ich sprawność elektryczną. Tymczasem, jak pokazują niektóre niedawne przetargi, polscy operatorzy systemów ciepłowniczych czasami wymagają jedynie wysokiej łącznej sprawności elektrociepłowni, a nawet nadają priorytet sprawności cieplnej kosztem sprawności elektrycznej. W naszej opinii jest to niewłaściwe podejście, zwłaszcza w przypadku przedsiębiorstw użyteczności publicznej, które powinny dążyć do jak najwyższej rentowności, aby w ostatecznym rozrachunku obniżać ceny ciepła dla odbiorców – mówi Krzysztof Łokaj.

Wärtsilä Energy zwraca uwagę, że ustanowienie wysokiego poziomu całkowitej sprawności, zbliżonego do 90%, jako kryterium wyboru technologii jest istotne, ale niewystarczające. Elektrociepłownie oparte na silnikach mogą generować znaczące przychody ze sprzedaży energii elektrycznej w godzinach szczytu, a operatorzy systemów ciepłowniczych powinni dążyć do maksymalizacji tych przychodów. Sprzedaż energii elektrycznej po wysokiej cenie pozwala pokryć znaczną część kosztów operacyjnych, obniżyć taryfy ciepła dla odbiorców oraz skrócić okres zwrotu z inwestycji.

– Aby to osiągnąć, wybrana technologia powinna wytwarzać jak najwięcej energii elektrycznej z jednostki paliwa. Warto na przykład zwrócić uwagę, że istnieją różne typy silników. Ich sprawność elektryczna netto waha się od 46% w przypadku niektórych konstrukcji do 47.5% w przypadku innych, takich jak jednostki średnioobrotowe. Oznacza to o 1.5 punktu procentowego wyższą sprawność elektryczną, a co za tym idzie o 1.5 punktu procentowego wyższe przychody ze sprzedaży energii elektrycznej przy tym samym zużyciu paliwa – dodaje Krzysztof Łokaj.

Wpływ wyboru silników o wyższej sprawności elektrycznej

Wykorzystując modelowanie PLEXOS, Wärtsilä Energy przeanalizowała dwa scenariusze dla systemu ciepłowniczego o maksymalnym zapotrzebowaniu na ciepło na poziomie 50 MWth, z zastosowaniem silników o całkowitej sprawności 90%, ale różnej sprawności elektrycznej: jednym o wyższej sprawności na poziomie 47,5% oraz drugim o niższej sprawności wynoszącej 46% netto. Analiza została przeprowadzona w lutym i marcu 2026 roku.

Obliczenia oparto na sprzedaży energii elektrycznej na rynku dnia następnego oraz kosztach gazu i CO₂ z 2024 roku, według danych Bloomberg i TGE. W obu przypadkach zoptymalizowano wymaganą moc szczytową, co wskazało na konieczność zastosowania kotłów gazowych o mocy 10 MWth jako konfiguracji minimalizującej cenę ciepłą. Zgodnie z wynikami modelowania, silniki o niższej sprawności elektrycznej wymagałyby o 27% wyższej ceny ciepła, aby osiągnąć 10% wewnętrzną stopę zwrotu z inwestycji. Minimalna cena ciepła wyniosłaby 41,5 zł/GJ w przypadku silnika o wyższej sprawności oraz 52,75 zł/GJ w przypadku silnika o niższej sprawności.

Jeśli silniki o wyższej sprawności zostałyby zastąpione silnikami o niższej sprawności przy utrzymaniu ceny 41,5 zł/GJ, okres zwrotu wydłużyłby się z 8,5 do 10 lat, czyli o 17%. Łączne przychody ze sprzedaży ciepła wyniosłyby 17,3 mln zł dla silników o wyższej sprawności oraz 21,9 mln zł dla silników o niższej sprawności. Oznacza to, że odbiorcy ciepła musieliby zapłacić dodatkowe 4,6 mln zł rocznie w przypadku zastosowania silników o niższej sprawności.

– Nasza analiza pokazuje, że nawet pozornie niewielka różnica w sprawności elektrycznej silnika (1,5 p.p.) przekłada się na ogromne efekty finansowe. Wyższa sprawność pozwala obniżyć cenę ciepła o ponad 11 zł/GJ, skrócić okres zwrotu o 1,5 roku i uniknąć dodatkowych kosztów dla odbiorców rzędu 4,6 mln zł rocznie. To dowód, że detale technologiczne mają kluczowe znaczenie dla ekonomiki systemów ciepłowniczych – zwraca uwagę Krzysztof Łokaj.

Technologia sprawdzona w Europie

Eksperci Wärtsilä Energy podkreślają, że większy udział energii elektrycznej wytwarzanej przez elektrociepłownię oznacza mniejszą ilość ciepła produkowanego przez tę samą instalację. Wynika to z faktu, że silnik wykorzystuje jedno paliwo i ma jedną komorę spalania, a tym samym jedną pulę energii, którą można rozdzielić na energię elektryczną lub ciepło. Niedobór ciepła można jednak wytworzyć niskim kosztem, wykorzystując kotły elektryczne lub pompy ciepła w okresach niskich cen energii elektrycznej. Dzięki zastosowaniu magazynów ciepła możliwe jest także bilansowanie podaży i zapewnienie stabilnych dostaw ciepła do odbiorców.

– Im więcej energii elektrycznej elektrociepłownia jest w stanie wytworzyć z zużywanego paliwa, tym większe zyski i oszczędności dla konsumentów może osiągnąć. Tego rodzaju dynamiczny model pracy sprawdził się już w wielu krajach, takich jak Dania, Niemcy i Węgry. Aby generować znaczące przychody, polscy operatorzy systemów ciepłowniczych muszą wybrać efektywniejsze technologie dla swojej przyszłej działalności – podsumowuje Krzysztof Łokaj, Manager ds. Rozwoju rynków Europy i Afryki w Wärtsilä Energy.