Systemy ciepłownicze i chłodnicze (District Heating and Cooling, DHC) mogą stać się istotnym zasobem elastyczności dla sieci dystrybucyjnych – szczególnie poprzez Power-to-Heat (P2H), duże pompy ciepła oraz magazyny ciepła (Thermal Energy Storage, TES). Dzięki tym technologiom możliwe jest sterowanie poborem energii elektrycznej i przesuwanie w czasie wytwarzania ciepła bez pogarszania bezpieczeństwa dostaw.
W pierwszej części przedstawiono kontekst europejski oraz pozycję Polski na tle rynku DHC. W drugiej części zaprezentowano wyniki oceny potencjału elastyczności wykonanej w 2024 roku na potrzeby PTPiREE przez Instytut Energetyki – Państwowy Instytut Badawczy Oddział Gdańsk, realizowanej w celu wykonania obowiązku wynikającego z art. 10d ustawy – Prawo energetyczne.
Kontekst i doświadczenia europejskie
Systemy ciepłownicze i chłodnicze w Europie stanowią rozbudowa ną infrastrukturę. Według danych ze stawionych przez Euroheat&Power, Systemy ciepłownicze i chłodnicze w Europie stanowią rozbudowaną in frastrukturę. Według danych zestawio nych przez Euroheat & Power, w Europie działa ok. 19 tys. sieci, które obsługują blisko 80 mln mieszkańców, a roczne dostawy ciepła sieciowego wynoszą ok. 548,6 TWh (2023). Wielkość sektora to ok. 199 tys. km infrastruktury sieciowej oraz ok. 309 GWt mocy zainstalowanej.
w Europie działa ok. 19 tys. sieci, które obsługują blisko 80 mln mieszkańców, a roczne dostawy ciepła sieciowego wy noszą ok. 548,6 TWh (2023). Wielkość sektora to ok. 199 tys. km infrastruk tury sieciowej oraz ok. 309 GWt mocy zainstalowanej.
W ujęciu systemowym DHC ma istot ny udział w zaspokajaniu potrzeb cieplnych – w skali europejskiej ciepło sie ciowe pokrywa ok. 12 proc. końcowego zużycia energii na ogrzewanie pomieszczeń i ciepłej wody użytkowej w sek torach gospodarstw domowych, usług i przemysłu [3]. Jednocześnie segment chłodu sieciowego jest relatywnie mały, ale jest wskazywany jako perspektywiczny w miastach i dla obiektów komercyjnych [1].
Równolegle postępuje zmiana miksu w kierunku źródeł nisko- i zeroemisyjnych: w 2023 roku udział OZE i ciepła odpadowego w paliwach dla ciepła sieciowego osiągnął 44,1 proc., a szczególnie szybko rozwijają się rozwiązania elektryfikujące sektor (duże pompy ciepła oraz kotły elektrodowe), które – przy wysokiej penetracji OZE w elektroenergetyce – mogą pracować w okresach nadprodukcji energii i niskich/ujemnych cen, wspierając integrację systemu energii.
W 2023 roku udział technologii Power-to-Heat w produkcji ciepła systemowego w Europie pozostawał jeszcze nie wielki: duże pompy ciepła dostarczyły ok. 6,5 TWh, a kotły zasilane energią eklektryczną przyłączone do systemów ciepłowni czych ok. 4,5 TWh, co łącznie odpowiada ok. 2 proc. wolumenu ciepła sieciowego [1]. Jednocześnie są to najszybciej rozwijające się technologie – co wiąże się z rosnącą podażą zmiennej energii z OZE i możliwością pracy tych źródeł w okresach nadwyżek oraz niskich/ujemnych cen energii.
System ciepłowniczy w Polsce należy do największych w Europie, zarówno pod względem długości sieci, jak i mocy zainstalowanej – sięgającej około 42 GWt [1]. Około 50 proc. energii końcowej zużywanej w budynkach mieszkalnych przypada na ogrzewanie sieciowe, co czyni ten segment kluczowym dla transformacji energetycznej kraju. Mimo dużej skali, sektorten jest wciąż silnie uzależniony od paliw kopalnych – około 75 proc. produkcji ciepła pochodzi z węgla, co stanowi wyzwanie w kontekście dekarbonizacji. Coraz większe znaczenie mają jednak rozwiązania oparte na OZE, Power-to-Heat oraz in tegracji z siecią elektroenergetyczną, które zwiększają elastyczność i umożliwiają redukcję emisji. W 2023 roku udział ciepła z odnawialnych źródeł energii w Polsce wyniósł 14,4 proc., z czego aż 97 proc. po chodziło z biomasy [4].
System ciepłowniczy jako źródło elastyczności dla OSD
Sieci ciepłownicze z urządzeniami Power to-Heat – np. kotłami elektrodowymi i dużymi pompami ciepła – mogą działać jako duże, w pełni sterowalne odbiorniki energii, zdolne do elastycznego przesuwania poboru mocy w czasie. Kluczowym uzupełnieniem tej elastyczności są magazyny ciepła. Dzięki nim ciepło wytworzone w okresach nadmiaru energii można prze chować i wykorzystać później, w okresach szczytowego zapotrzebowania na energię elektryczną.
Dla operatorów systemu dystrybucyjnego (OSD) oznacza to istotne korzyści systemowe. Systemy ciepłownicze i magazyny ciepła stają się praktycznym zasobem elastyczności: zwiększają pobór energii w godzinach nadwyżek (np. przy dużej generacji PV lub wiatru), ograniczają pobór w godzinach szczytowych oraz wyrównują profile obciążenia dzięki magazynom ciepła. Taki popyt sterowalny sprzyja bilansowaniu pracy systemu, obniża koszty bilansowania i zmniejsza potrzebę szybkich inwestycji sieciowych. Nowe koncepcje zakładają w pełni zdigitalizowane sieci ciepłownicze, gdzie inteligentne sterowanie źródłami P2H i TES wspiera stabilizację sie ci i integrację OZE. Dokumenty branżowe podkreślają, że oprócz zysku na arbitrażu cenowym i redukcji emisji, tego typu rozwiązania mogą dostarczać również usługi systemowe (np. regulacyjne, bilansujące napięcie) oraz opóźniać konieczność rozbudowy sieci przesyłowej. Podsumowując – sektor ciepłownictwa staje się aktywnym uczestnikiem rynku elastyczności, wspierając OSD w zarządzaniu obciążeniem i odpornym funkcjonowaniu sieci.
Wskazują na to również modele i analizy: według opracowania IEA Heat Pum ping [3], pompy ciepła w sieciach ciepłowniczych mogą w scenariuszach pokrywać 16–38 proc. produkcji ciepła na potrzeby sieci w Europie. Symulacje dla Danii po kazują natomiast, że elastyczne zużycie energii (w tym P2H i urządzenia PtX) może osiągnąć łączną moc ok. 10 GW do 2040 roku. Dodatkowo analiza wykonana na potrzeby UE szacuje, że teoretyczny potencjał rezerw automatycznych oferowanych przez ciepłownictwo wynosiłby nawet ok. 32 GW (około czterokrotność poziomu zakontraktowanego w 2019 roku) przy niezmienionych zdolnościach do 2050 roku [2].
Podstawa prawna i cel oceny w Polsce
W Polsce przełożeniem powyższych trendów na poziom regulacyjny jest nowelizacja ustawy – Prawo energetyczne z 7 września 2023 r. Wprowadzony art. 10d zobowiązuje każdego operatora systemu dystrybucyjnego do sporządzenia oceny potencjału systemów ciepłowniczych lub chłodniczych zlokalizowanych na obszarze jego działania. Zgodnie z ustawą, system ciepłowniczy lub chłodniczy obejmuje sieć oraz współpracujące z nią urządzenia lub instalacje służące do wytwarzania lub odbioru ciepła lub chłodu. Pod pojęciem sieci należy rozumieć należące do przedsiębiorstwa energetycznego instalacje połączone i współpracujące ze sobą, służące do przesyłania lub dystrybucji paliw lub energii. W konsekwencji ocena dotyczy sieci na leżących do przedsiębiorstw energetycznych, natomiast podmioty wytwarzające lub dystrybuujące ciepło/chłód wyłącznie na własne potrzeby (bez pro wadzenia działalności gospodarczej w tym zakresie) są z niej wyłączone. Ustawa nakłada również na przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłem i dystrybucją lub wytwarzaniem ciepła lub chłodu obowiązek przekazania OSD informacji niezbędnych do sporządzenia oceny potencjału.
Badania PTPiREE
W 2024 roku Instytut Energetyki – Państwowy Instytut Badawczy Oddział Gdańsk przygotował dla PTPiREE pracę analityczną zawierającą ocenę potencjału systemów ciepłowniczych i chłodniczych w obszarze działania poszczególnych OSD: Energa-Operator, Enea Operator, TAURON Dystrybucja, PGE Dystrybucja oraz STOEN Operator. Ocena została sporządzona zgodnie z wymogami ustawy – Prawo energetyczne, a dane pozyskano w drodze ankietyzacji. W pracach przygotowawczych (opiniowanie ankiet) uczestniczyli przedstawiciele sektora ciepłownictwa: Polskie Towarzystwo Energetyki Cieplnej (PTEC) oraz Izba Gospodarcza Ciepłownictwo Polskie (IGCP), a także Urząd Regulacji Energetyki (URE).
Przeprowadzona ankietyzacja systemów ciepłowniczych składała się z kwestionariusza dotyczącego części wytwórczej systemów ciepłowniczych i chłodniczych, warunkującej większość z parametrów usług, oraz kwestionariusza dotyczącego części infrastruktury sieciowej systemów ciepłowniczych i chłodniczych, warunkującej ograniczenia świadczenia usług, wynikające z działalności podstawowej przedsiębiorstwa. Ankiety zacja obejmowała również plany modernizacyjno-inwestycyjne dla ww. obszarów, świadczące o zmianie potencjałów świadczenia usług w horyzoncie do 4 lat, dotyczące przede wszystkim zmian w techno logii, w tym potencjału magazynowania ciepła oraz potencjału zwiększania zużycia energii elektrycznej w oparciu o urządzenia P2H. Podczas przygotowywania oceny przyjęto założenie, że w Polsce praktyczne znaczenie regulacyjne będą miały wyłącznie sieciowe wodne systemy ciepłownicze. Systemy chłodnicze niemalże nie istnieją, a systemy parowe nie posiadają zdolności akumulacji ciepła, jeżeli nie są wyposażone w wysokotemperaturowe zasobniki ciepła. Ponadto potencjał świadczenia usług charakteryzuje się zmiennością dobową, sezonową oraz wieloletnią i zależy od zapotrzebowania na ciepło sieciowe. Uzgodniono, że ocena potencjału będzie dokonana w czterech referencyjnych godzinach w roku: zimą w godzinach nocnych i dziennych oraz latem w godzinach nocnych i dziennych. Związane jest to z dobowo-sezonowymi profilami zapotrzebowania na ciepło sieciowe oraz energię elektryczną. Ze względu na jednostkowy oferowany potencjał regulacyjny założono także, że przedmiotem ankietyzacji będą systemy ciepłownicze i chłodnicze o łącznej mocy zamówionej przez odbiorców ciepła po wyżej 5 MWt.
Zakres usług analizowanych na rzecz OSD
W pracy wytypowano usługi, które mogą być nabywane przez OSD; nie oceniano potencjału świadczenia usług będących przedmiotem zainteresowania operatora systemu przesyłowego (OSP).
- Usługi regulacji napięcia z wykorzysta niem statycznych, dynamicznych lub energoelektronicznych źródeł mocy biernej.
Za miarę potencjału świadczenia usługi przyjęto zakres regulacji mocy biernej [MVar] w punkcie przyłączenia do sieci przedsiębiorstwa ciepłowniczego, z uwzględnieniem dostępnych automatyk i trybów regulacji. Usługa ta odnosi się do zapisów „świadczenia usług systemowych” z zakresu, o którym mowa w art. 10d ustawy i jest dedykowana zwiększaniu zdolności przyłączania OZE poprzez niwelowanie niekorzystnych zjawisk w sieci elektroenergetycznej (związanych w wysoką generacją OZE, w tym prosumenckiej).
- Zdolność zmiany poboru mocy czyn nej (zwiększenia lub zmniejszenia), ro zumiana jako zmiana w stosunku do referencyjnego profilu zużycia energii elektrycznej wynikającego z zapotrzebowania na ciepło sieciowe.
Ze względu na fakt, że usługa może być świadczona bez akumulacji ciepła, brak jest ograniczeń technicznych czasu świadczenia usługi. Miarą potencjału była możliwość wymuszonej zmiany obciążenia [MWe] (mocy pobieranej z sieci elektroenergetycznej) w każdej z czterech referencyjnych godzin w roku. Usługa odnosi się do „magazynowania nadwyżek energii elektrycznej z OZE” oraz „udostępniania instalacji zarządzania popytem” z zakresu, o którym mowa w art. 10d ustawy.
- Zdolność zwiększenia generacji mocy czynnej, rozumiana jako zmiana profilu wytwarzania energii elektrycznej w stosunku do profilu referencyjnego, wynikającego z zapotrzebowania od biorców na ciepło sieciowe.
Celem usługi jest poprawa korelacji pomiędzy szczytami zapotrzebowania na ciepło i energię elektryczną. Świadczenie usługi wymaga zdolności do magazynowania ciepła w magazynach ciepła lub ewentualnie w zakładzie ciepłowniczym (znacznie mniejszy potencjał). Ograniczeniem technicznym jest pojemność i moc ładowania/rozładowania magazynu, które warunkują czas świadczenia usługi, oraz energia, której wygenerowanie może zostać przesunięte w czasie w trakcie trwania jednego cyklu akumulacji ciepła. Podobnie jak w usłudze zmiany zużycia, potencjał szacowano w każdej z czterech referencyjnych godzin w oku. Usługa od nosi się do udostępniania instalacji zarządzania popytem z zakresu, o którym mowa w art. 10d ustawy.
- Potencjał zwiększenia zapotrzebowania na moc – analizowano go niezależnie z wykorzystaniem nowych technologii – urządzeń P2H (pompy ciepła i kotły elektrodowe) oraz magazynowania ciepła.
Wytwarzanie ciepła z ich wykorzystaniem, w rozumieniu art. 10d ustawy, spełnia kryteria „absorpcji nadwyżek generacji OZE”. Należy jednak zauważyć, że w zakresie świadczenia usług na rzecz OSD, potencjał może być ograniczany przez udział przedsiębiorstw ciepłowniczych w rynku energii, tj. urządzenia P2H w sposób planowy harmonogramowany na rynku energii, które w ograniczonym zakresie będą w stanie zmienić pobór mocy na polecenie OSD i będzie się to mogło wiązać z kosztami na rynku bilansującym.
Wyniki oceny
Odpowiedzi na rozesłane ankiety pozwoliły na zidentyfikowanie prawie czterystu podmiotów ciepłowniczych, w których scharakteryzowano ponad trzysta systemów ciepłowniczych, rozumianych jako sieć ciepłownicza i źródło/źródła ciepła. W przeważającej większości systemów zidentyfikowano sieci ciepłownicze i przyłączone źródła wytwórcze, a w pozostałych brakowało informacji o sieci ciepłowniczej lub o jednostkach wytwórczych. Rozpatrując kompletność informacji zebranych w ramach badania ankietowego należy stwierdzić, że ogólny odsetek odpowiedzi na poruszane w ankietach zagadnienia był stosunkowo wysoki, jednak w kluczowych dla przedmiotu oceny kwestiach dotyczących możliwości elastycznej pracy sie ci ciepłowniczych oraz przyłączonych do nich jednostek wytwórczych, był on znacząco niższy. Prawdopodobna przyczyna takiego stanu leży w braku powszechnej i dostatecznej praktyki oraz doświadczeń uczestniczących w badaniu przedsiębiorstw, w zakresie doboru parametrów pracy systemu ciepłowniczego, z uwzględnieniem kryteriów innych, niż wynikające z warunków pogodowych i zapotrzebowania na ciepło, np. warunków pracy systemu elektroenergetycznego.
Poniżej przedstawiono najważniejsze wnioski oceny potencjału świadczenia usług elastyczności:
- Potencjał wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną jest zróżnicowany dla poszczególnych OSD. Wynika on przede wszystkim z istniejących urządzeń P2H oraz deklarowanych do roku 2029 inwestycji w tym zakresie (kotły elektrodowe) oraz w znacznie mniejszej skali z potencjału magazynowania energii i wzrostu zapotrzebowania bez akumulacji ciepła. Potencjał ten będzie wynosił ok. 900 MWe (głównie w oparciu o kotły elektrodowe i pompy ciepła);
- Potencjał zmiany (zwiększenia/zmniejszenia) generacji wynika z wykorzystania istniejących instalacji magazynowania energii cieplnej, planowanych inwestycji w rozwój zasobników ciepła i energii oraz deklarowanych możliwości zmian generacji związanych z wykorzystaniem akumulacji ciepła w sieci ciepłowniczej i do 2029 roku powinien wzrosnąć do ok 600 MWe;
- Potencjał świadczenia usługi regulacji napięcia wynika z wykorzystania statycznych, dynamicznych lub energoelektronicznych źródeł mocy biernej. W większości są to statyczne baterie kondensatorów oraz możliwości jednostek kogeneracyjnych. Łączny zakres regulacji mocy biernej pojemnościowej i indukcyjnej to odpowiednio 900 i 1150 MVar;
- Relatywnie niski odsetek odpowiedzi przedsiębiorstw ciepłowniczych w sekcjach ankiet związanych z wdrażaniem nowych technologii wynika z braku przeprowadzenia przez nie odpowiednich studiów wykonalności projektów inwestycyjnych.
- Na podstawie deklarowanych przez przedsiębiorstwa ciepłownicze planów inwestycyjnych (sporządzone studia wykonalności inwestycji) można stwierdzić, że występują podobne zależności pomiędzy deklarowanymi parametrami technicznymi nowych urządzeń (np. pojemność magazynowania ciepła, moc zainstalowana urządzeń P2H) i charakterystykami technicznymi systemów ciepłowniczych (moce cieplne zainstalowane lub zamówione). W przyszłości mogłoby to pozwolić na estymację docelowych potencjałów elastyczności, uwzględniającą wszystkie przedsiębiorstwa ciepłownicze, a nie tylko te, które deklarują realizację inwestycji.
Podsumowanie
Systemy ciepłownicze i chłodnicze są coraz częściej traktowane nie tylko jako sposób dostawy ciepła i chłodu, ale także jako element sprzęgania sektorów (power–heat) i potencjalne źródło elastyczności dla systemu elektroenergetycznego. Z punktu widzenia OSD kluczowe znaczenie ma elektryfikacja ciepłownictwa (P2H: kotły elektrodowe i duże pompy ciepła) oraz magazynowanie ciepła, które umożliwiają przesuwanie poboru energii elektrycznej w czasie bez pogorszenia bezpieczeństwa dostaw ciepła i mogą ograniczać lokalne przeciążenia.
Nowelizacja ustawy – Prawo energetyczne (art. 10d) wprowadziła obowiązek okresowej oceny potencjału elastyczności systemów ciepłowniczych i chłodniczych, co powinno wspierać praktyczną współpracę pomiędzy OSD i przedsiębiorstwami ciepłowniczymi w identyfikacji, planowaniu i rozwoju zasobów elastyczności.
Na podstawie zebranych deklaracji i planów inwestycyjnych oszacowano, że do 2029 roku potencjał elastyczności może wynosić:
- około 900 MWe – potencjał wzrostu zapotrzebowania na energię elektryczną (głównie dzięki P2H);
- około 600 MWe – potencjał zmiany generacji (z wykorzystaniem akumulacji ciepła);
- około 900 MVar pojemnościowej i 1150 MVar indukcyjnej – łączny zakres regulacji mocy biernej.
Należy podkreślić, że obecnie realnie dostępny potencjał elastyczności po stronie ciepłownictwa jest ograniczony – wynika to z wciąż niewielkiej skali P2H i magazynów ciepła. Jednocześnie w perspektywie kolejnych lat potencjał ten może istotnie wzrosnąć wraz z rozwojem dużych pomp ciepła, kotłów elektrycznych i magazynów ciepła, modernizacją sieci (w tym obniżaniem temperatur pracy) oraz cyfryzacją i automatyzacją sterowania. Warunkiem jest stabilne otoczenie regulacyjne i bodźce ekonomiczne, które uczynią aktywację elastyczności opłacalną dla przedsiębiorstw ciepłowniczych i użyteczną dla OSD.
JAROSŁAW TOMCZYKOWSKI, BIURO PTPiREE
MICHAŁ IZDEBSKI, BOGDAN CZARNECKI, INSTYTUT ENERGETYKI – PAŃSTWOWY INSTYTUT BADAWCZY ODDZIAŁ GDAŃSK
Literatura
[1] Euroheat & Power, DHC Market Outlook 2025 (dane za 2023),2025
[2] A. Boldrini, J.P. Jiménez Navarro, W.H.J. Crijns-Graus, M.A. van den Broek, The role of district heating systems to provide balancing services in the European Union, Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 154 (2022).
[3] IEA Heat Pumping Technologies Annex 57, Flexibility by imple mentation of heat pumps in multivector energy systems and thermal networks, Task 1 summary report, December 2023.
[4] Integracja sektora ciepłowniczego i elektroenergetycz nego, czyli jak wykorzystać transformację ciepłownictwa systemowego do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw ciepła i stabilizacji pracy systemu elektroenergetycznego, Raport PTEZ 2025
