Tradycyjnie rola operatorów systemów ciepłowniczych w Polsce była jasno określona: niezawodnie dostarczać ciepło do domów, szkół i przedsiębiorstw. Sektor funkcjonował głównie jako regulowana usługa publiczna, a koszty operacyjne były przenoszone na odbiorców w taryfach. Technologia kogeneracyjna od dawna stanowi podstawę tego modelu. Według danych COGEN Europe, w Europie około 70 proc. ciepła w sieciach ciepłowniczych i chłodniczych pochodzi z kogeneracji, natomiast, jak podaje PTEC w Polsce udział ten w 2023 roku wynosił około 64 proc.

Mimo że elektrociepłownie wytwarzają ciepło i energię elektryczną w jednym, efektywnym procesie, wiele polskich zakładów kogeneracyjnych traktowało dotąd energię elektryczną jedynie jako produkt uboczny, sprzedawany po stałych cenach i w dużej mierze oderwany od bieżącej sytuacji rynkowej. Takie podejście coraz trudniej uzasadnić.

Rynek energii elektrycznej się zmienił, a systemy ciepłownicze muszą za nim podążać

Szybki rozwój energetyki wiatrowej i słonecznej zmienia rynki energii elektrycznej w całej Europie. Wzrosła zmienność cen, a okresy niedoboru i nadwyżki energii występują coraz częściej. System potrzebuje dziś elastycznych mocy, czyli jednostek zdolnych szybko reagować na zmieniające się warunki i sygnały cenowe.

Nowoczesne elektrociepłownie wyposażone w elastyczne silniki gazowe są dobrze przygotowane do pełnienia tej funkcji. W przeciwieństwie do tradycyjnych jednostek pracujących w podstawie obciążenia, silniki mogą być uruchamiane i zatrzymywane wielokrotnie w ciągu dnia, szybko zwiększać lub zmniejszać moc oraz aktywnie uczestniczyć w rynku dnia następnego i rynku dnia bieżącego.

Dlaczego sprawność elektryczna ma większe znaczenie niż uwzględnia wiele przetargów

Przy wyborze technologii kogeneracyjnej w przetargach często koncentruje się uwagę na sprawności całkowitej lub cieplnej. Choć sprawność całkowita na poziomie blisko 90 proc. jest istotna, analiza firmy Wärtsilä, przeprowadzona z wykorzystaniem oprogramowania do symulacji energetycznych PLEXOS, pokazuje, że czynnikiem decydującym o długoterminowej opłacalności jest sprawność elektryczna.

Na podstawie szczegółowego modelowania Wärtsilä porównała dwa warianty kogeneracji dla systemu ciepłowniczego o szczytowym zapotrzebowaniu na ciepło wynoszącym 50 MWth.

Pierwszy wariant zakładał zastosowanie silników o sprawności elektrycznej 47,5 proc., natomiast drugi wykorzystanie jednostek osiągających sprawność na poziomie 46 proc.

Na pierwszy rzut oka różnica wynosząca zaledwie 1,5 punktu procentowego może wydawać się niewielka, jednak w praktyce jej skutki są znaczące.

Liczby istotne dla odbiorców

Zgodnie z analizą silniki o niższej sprawności elektrycznej wytwarzałyby mniej energii elektrycznej. Aby osiągnąć taką samą stopę zwrotu z inwestycji, konieczne byłoby podniesienie ceny ciepła o 27 proc., a jej minimalny poziom wzrósłby z 9,84 euro/GJ do 12,5 euro/GJ. Jednocześnie okres zwrotu wydłużyłby się z 8,5 do 10 lat, co w ostatecznym rozrachunku oznaczałoby dla odbiorców ciepła dodatkowe koszty wynoszące blisko 1,1 mln euro rocznie.

Innymi słowy, wybory technologiczne dokonywane na etapie przetargu przez kolejne lata wpływają bezpośrednio na rachunki gospodarstw domowych za energię.

Materiał Partnera: Wärtsilä