Polska zaczyna inwestować w kotły elektrodowe. Ale unijne przepisy nie pomagają

Tniemy coraz więcej wiatraków i fotowoltaiki

W grudniu minionego roku – według najnowszych wyliczeń Forum Energii – PSE dla zachowania bezpiecznej pracy KSE było zmuszone do nierynkowego redysponowania źródeł OZE przez 89 godzin, głównie farm wiatrowych w godzinach nocnych. W sumie ograniczono generację blisko 32 GWh energii elektrycznej.

Natomiast w całym 2025 roku było to blisko 1,4 TWh, co oznacza niemal dwukrotny wzrost względem 2024 roku, gdy ograniczono produkcję 731 GWh. Z kolei w 2023 roku było to zaledwie 74 GWh. Przez większość roku redysponowana jest przede wszystkim fotowoltaika, a jesienią i zimą szala przechyla się w stronę wiatraków.

Nowych mocy w OZE wciąż przybywa, więc również w tym roku można spodziewać się znaczącego wzrostu redysponowania. Zagospodarowanie nadwyżek energii z OZE nie poprawi się nim nie pojawi się więcej wielkoskalowych magazynów energii, m.in. tych zakontraktowanych w rynku mocy oraz z dotacjami z NFOŚiGW, a także nie przyspieszy elektryfikacja.

Wśród sektorów, które mogłyby się do tego znacząco przyczynić, znajduje się ciepłownictwo systemowe, czyli jeden z najtrudniejszych pod względem dekarbonizacji obszarów gospodarki. Tymczasem zgodnie z unijnymi wymogami, dotyczącymi kryteriów efektywnego systemu ciepłowniczego, już od 2028 roku 5 procent ciepła produkowanego przez przedsiębiorstwa ciepłownicze powinno pochodzić z OZE.

Według ostatnich danych URE, w 2024 roku udział OZE w ogólnej produkcji ciepła sieciowego w Polsce wynosił 14,7 procent i wzrósł względem 2023 roku tylko o 0,3 punktu procentowego. Oczywiście w tej statystyce dominujący udział ma biomasa, a niewielki udział stanowi geotermia i inne technologie „bez ognia”.

W tej sytuacji dosyć szybką i stosunkowo tanią opcją na „zazielenienie” części produkowanego ciepła są kotły elektryczne, wśród których najbardziej preferowane są kotły elektrodowe. Takie urządzenia dużej mocy w polskim ciepłownictwie już pracują, a niedawno ruszyły inwestycje w kolejnych miastach.

Taki kocioł to, mówiąc obrazowo, gigantyczny czajnik elektryczny, w którym woda podgrzewana jest prądem, a potem wykorzystywana przez dostawców ciepła. Oczywiście żeby to miało sens ekonomiczny, prąd musi być bardzo tani. W praktyce dopiero olbrzymie ilości energii z OZE, sprzedawanej po niskich, czasem nawet ujemnych cenach, wywołały popyt na kotły elektrodowe.

Deregulacyjne zazielenianie kotłów elektrodowych

Prawdziwą falę inwestycji mogą uruchomić zmiany w przepisach. Zmiany te mają wyeliminować problem związany z kwalifikowaniem ciepła wyprodukowanego w kotłach elektrodowych jako pochodzącego z energii odnawialnej na potrzeby efektywnego systemu ciepłowniczego – w taki sposób, aby nie powodowało kolizji w statystykach związanych z realizacją unijnych celów OZE.

Wytyczne Komisji Europejskiej do dyrektywy RED III traktują kotły elektrodowe gorzej niż wielkoskalowe pompy ciepła, które cieszą się przychylnością urzędników ze względu na większą efektywność. Ciepło z kotłów nie jest traktowane jako „wkład” państwa do produkcji „zielonego ciepła”, co jest szczególnym absurdem, zważywszy, że do celu liczy się m.in spalanie drewna, które jest znacznie bardziej szkodliwe dla środowiska.

Komisja wprowadziła też mało przyjazny wskaźnik liczenia zielonej wykorzystywanej w kotłach – trzeba ją liczyć po średnich wskaźnikach produkcji OZE dla danego kraju. Nawet jeśli firma ciepłownicza ma własną farmę PV i kontrakt PPA na całą energię zużytą do podgrzania wody w kotle, to i tak musi liczyć po średnim miksie krajowym.

Podejście Brukseli ma znaczenie w uzyskiwaniu dotacji unijnych z programów Feniks czy z Funduszu Modernizacyjnego – na pompy ciepła uzyskać je łatwiej, kotły są jednak o wiele tańsze i sprawniej pozwalają zintegrować energetykę z ciepłownictwem sieciowym.

Według obowiązujących przepisów jedyną możliwością, aby takie „elektrodowe ciepło” zaliczać jako zielone, jest zasilanie kotła źródłami OZE poprzez linię bezpośrednią, co drastycznie ogranicza możliwości zastosowania tej technologii w praktyce. Katalog dostępnych rozwiązań ma jednak rozszerzyć jedna z ustaw deregulacyjnych w zakresie energetyki (UDER92), którą pod koniec listopada Ministerstwo Klimatu i Środowiska przedstawiło do konsultacji.

Wśród przewidywanych tam rozwiązań są także zmiany w ustawie o OZE stanowiące, jak czytamy w uzasadnieniu, że „ciepło z kotłów elektrycznych jest objęte obowiązkiem zakupu, pod warunkiem, iż jest zasilane energią elektryczną z odnawialnego źródła energii, dostarczonej bezpośrednio lub z sieci, której pochodzenie jest potwierdzone umową PPA z dostawcą tej energii. W przypadku zasilania kotła elektrycznego konwertującego energię elektryczną na ciepło z Krajowego Systemu Elektroenergetycznego (KSE), udział ciepła z OZE przyjmuje się jako równy udziałowi energii elektrycznej w KSE w roku poprzednim”.

– Uzupełnienie wskazanych przepisów da impuls do inwestycji w źródła ciepła bazujące na kotłach elektrycznych, co ułatwi transformację ciepłownictwa w kierunku elektryfikacji systemów ciepłowniczych – zaznacza resort klimatu.

Zwłaszcza rozwiązanie dotyczące udziału OZE w KSE ma stanowić kluczową zmianę. MKiŚ wskazuje, że projektowane przepisy zaproponowano w reakcji na postulaty branży ciepłowniczej. Na tym pomysły ciepłowników się jednak nie kończą, co pokazały m.in. uwagi, które spłynęły w konsultacjach. O tym jednak w dalszej części artykułu.

PSE prognozują zapotrzebowanie na moc

Wcześniej warto przyjrzeć się szerzej o temu, jak kształtują się perspektywy i dotychczasowy rozwój kotłów elektrodowych w Polsce.

W przygotowanym przed dwoma laty Planie Rozwoju na lata 2025-2034 Polskie Sieci Elektroenergetyczne założyły, że na koniec tego okresu zapotrzebowanie na moc ze strony kotłów elektrodowych ma sięgać 2791 MW. PSE przyjęła do swoich wyliczeń pracę kotłów w godzinach nadwyżki produkcji energii elektrycznej z OZE w 38 największych elektrociepłowniach zawodowych.

– Mimo upływu dwóch lat od przygotowania założeń do zatwierdzonego w 2024 roku planu rozwoju nie widzimy podstaw do drastycznej zmiany wskazanych wartości. Obecnie pracujemy nad aktualizacją planu rozwoju. Przygotowując nowe założenia rozmawialiśmy z sektorem ciepłowniczym i nie znaleźliśmy podstaw, żeby istotnie zmniejszyć czy też podnieść tą wartość. Konsultacje nowego planu powinny się rozpocząć w styczniu lub lutym 2026 roku – przekazało nam biuro prasowe PSE.

Pytane o wpływ kotłów elektrodowych na pracę KSE wskazało natomiast, że będą one stanowiły instalację odbiorczą, uruchamianą w okresach niskich cen energii, a zatem przy wysokiej generacji źródeł odnawialnych.

– Pozwolą one zatem zagospodarować nadwyżki produkcji energii elektrycznej, zwłaszcza w przypadku łączenia ich z magazynami ciepła. Kotły elektrodowe mogą szybko zmieniać swoje obciążenie, co stanowi atut z punktu widzenia wykorzystania ich jako zasobu regulacyjnego – oceniło PSE.

– Potencjalnie możliwa jest sytuacja, w której ciepłownia/elektrociepłownia przez cały okres letni pracuje tylko z wykorzystaniem kotła elektrodowego i pomp ciepła. Niezbędny jest do tego odpowiednio duży akumulator ciepła. Dodatkowo w okresach zimowych mogą być momenty, że ciepło z kotłów elektrodowych będzie tańsze niż z klasycznych kotłów wodnych (węglowych/gazowych/olejowych) – dodała spółka.

PGE ma najwięcej doświadczeń

Największe doświadczenie w eksploatacji kotłów elektrodowych ma PGE Energia Ciepła, która jako pierwsza w Polsce zainwestowała w tego typu rozwiązanie w Gdańsku. W 2022 roku uruchomiono tam kotłownię rezerwowo-szczytową, w której obok dwóch kotłów olejowo-gazowych o mocy 30 MWt każdy znajdują się też dwa kotły elektrodowe o mocy 35 MWt każdy. Inwestycja kosztowała 80 mln zł. Dotychczasowe wyniki produkcyjne znajdują się w poniższej tabeli.

Według informacji, które portalowi WysokieNapiecie.pl przekazało biuro prasowe grupy, rozważana jest budowa kolejnych kotłów elektrodowych w Gdańsku, a także w Gdyni, Krakowie, Wrocławiu, Bydgoszczy, Kielcach, Zielonej Górze, Gorzowie i innych lokalizacjach.

– Terminy realizacji inwestycji obejmują lata 2026-2035, a planowana łączna moc tych urządzeń może wynieść powyżej 800 MWt. W zależności od wielkości elektrociepłowni i poziomu zapotrzebowania na ciepło różna też będzie moc zabudowanych kotłów elektrodowych, mieszcząca się w zakresie od 10 do 300 MWt – informuje PGE.

Jeśli chodzi o dotychczasową eksploatację w Gdańsku, to kotły elektrodowe działają głównie jako jednostki rezerwowo-szczytowe, uruchamiane przy zwiększonym zapotrzebowaniu ciepła – przy niskich temperaturach i nadwyżkach energii w KSE. W przyszłości kotły mogą też zacząć współpracować z akumulatorami ciepła.

– Integracja z magazynami ciepła zwiększa potencjał bilansowania i wykorzystania nadwyżek energetycznych. PGE Energia Ciepła planuje budowę akumulatorów ciepła w swoich jednostkach, rozpoczynając od zabudowy nowego akumulatora ciepła w EC Gdańsk o pojemności 60 tys. m sześc. – zapowiada grupa.

Energa i ECO ruszyły z budową

W listopadzie ubiegłego roku o rozpoczęciu w Ostrołęce budowy kotłowni rezerwowo-szczytowej, w której obok kotłów gazowo-olejowych znajdą się dwa kotły elektrodowe o mocy 10 MWt każdy, poinformowała Energa (grupa Orlen). Doświadczenia z realizacji i eksploatacji tej inwestycji mają być pomocne w ewentualnym wdrożeniu kolejnych tego typu projektów w segmencie ciepłowniczym Energi.

– W Ostrołęce kotły elektrodowe będą przede wszystkim źródłem rezerwowym i alternatywnym źródłem ciepła w okresie wiosenno-letnim, a w mniejszym stopniu źródłem szczytowym. Ich praca będzie uzależniona od okazji cenowych, zwłaszcza w okresach wysokiej generacji energii z OZE, przy współpracy z istniejącym zasobnikiem ciepła w postaci gorącej wody – wyjaśnia biuro prasowe Orlenu.

Jeśli chodzi o Orlen Termikę, to planowana jest budowa kotłów elektrodowych w elektrociepłowniach Siekierki i Pruszków o mocach kolejno około 130 MWt oraz 15 MWt. Przewidywane terminy ich oddania do użytku to kolejno 2032 rok oraz 2035 rok.

– Kotły elektrodowe mogą być uruchamiane w okresach zwiększonego zapotrzebowania na ciepło, ale również pracować w trybie ciągłym, jeżeli cena energii elektrycznej będzie korzystna. Aby możliwe było ich częstsze wykorzystywanie w podstawowej pracy systemu, kluczowe jest, oprócz ceny energii, stworzenie systemu zachęt do wykorzystania nadwyżek energii z OZE. Wytworzone ciepło będzie mogło być dodatkowo zmagazynowane w akumulatorach ciepła – wskazuje Orlen.

Również w listopadzie minionego roku inwestycję rozpoczęła Energetyka Cieplna Opolszczyzny (ECO). Dwa kotły o mocy 8 MWt każdy powstaną kosztem 17 mln zł w Opolu. ECO już przymierza się do kolejnych inwestycji – w Jeleniej Górze, Malborku, Tarnobrzegu i Kutnie. Grupa planuje, że w latach 2027-2029 powstaną tam instalacje o łącznej mocy około 25 MWt.

Mirosław Romanowicz, członek zarządu ECO ds. operacyjnych, przekazał nam, że w pierwszej kolejności grupa planuje budowę samych kotłów elektrodowych i wykorzystywanie tanich nadwyżek energii z OZE. Jednocześnie ECO analizuje budowę krótko- i długoterminowych magazynów ciepła.

– W planach mamy m.in. największy w Europie magazyn ciepła, który ma powstać w Opolu, o pojemności 250-300 tys. m sześc. i szacowanej pojemność cieplnej 20-40 GWh. Aktualnie ten projekt jest na etapie badań geologicznych, koncepcji budowlanej i wstępnego studium wykonalności – wyjaśnia Romanowicz.

Tauron i Dalkia planują i analizują

Inwestycje w kotły elektrodowe w ramach dekarbonizacji aktywów ciepłowniczych planuje Tauron. Według informacji, które przekazała nam grupa, mają one powstać w Bielsku-Białej (2×30 MWt), Katowicach (dwa o łącznej mocy 120 MWt), Będzinie (55 MWt), Tychach (30 lub 60 MWt), Jaworznie (2×15 MWt) i Kamiennej Górze (7 MWt).

– Inwestycje te będą realizowane w okresie strategii, czyli do roku 2035. Wówczas około 20-25 procent produkcji ciepła będzie pochodzić z technologii power-to-heat – zapowiada Tauron.

Wśród ankietowanych przez nas spółek również Dalkia Polska Energia – działająca na terenie Katowic, Mysłowic, Sosnowca i Rudy Śląskiej – analizuje wykorzystanie kotłów elektrodowych do produkcji ciepła dla katowickich odbiorców.

– W połączonych systemach ciepłowniczych Szopienic i Wieczorka rozważamy zabudowę kotłów elektrycznych o łącznej mocy do 15 MWt, współpracujących z magazynem energii. W tym momencie opracowujemy koncepcję, która przesądzi o wielkości jednostek, biorąc pod uwagę ich optymalne wykorzystanie oraz obecne ramy prawne. Projekt jest realizowany w ramach katowickiego klastra energii – informuje spółka.

Ile to kosztuje?

Jak tłumaczy Mirosław Romanowicz z ECO, jednostkowy koszt inwestycyjny może się różnić w poszczególnych sytuacjach, w zależności m.in. od wielkości mocy cieplnej, napięcia zasilania, sposobu zabudowy (czy kocioł znajdzie się w istniejącym budynku, czy wymaga osobnego kontenera lub hali), a także wyposażenia dodatkowego (sterowanie, systemy bezpieczeństwa). Jako orientacyjny koszt można przyjąć około 1 mln zł/MWt netto.

Jednocześnie Romanowicz podkreśla, że kotły elektrodowe są źródłem o wysokiej elastyczności i krótkim czasie rozruchu, co umożliwia pracę w sposób przerywany jedynie w okresach występowania w KSE nadwyżek energii z OZE.

– Istotne są również relatywnie niskie nakłady inwestycyjne – kilkukrotnie niższe niż w przypadku pomp ciepła – co ma szczególne znaczenie w kontekście ograniczonej liczby godzin w ciągu roku z energią nadwyżkową z OZE. Wysoki CAPEX jak w przypadku pomp, rozłożony na niewielki wolumen wytworzonego ciepła, przekładałby się na wysoki jednostkowy koszt inwestycyjny (zł/GJ).

Podobne czynniki wpływające na koszt jednostkowy inwestycji wskazuje również Tauron, podając przy tym widełki od 0,7 do 1,5 mln zł/MWt. Z kolei Dalkia zwraca uwagę również na istotny element w postaci przyłącza, a powołując się na obserwację wyników ostatnich przetargów wskazuje na poziom cenowy w przedziale 1,1-1,8 mln zł/MWt.

Kto na tym zarobi?

Jak natomiast natomiast prezentuje się kwestia łańcucha dostaw i modnego w ostatnim czasie pojęcia local content?

– Według stanu na koniec listopada 2025 roku, kotły elektrodowe dużej mocy nie są produkowane w Polsce. Głównymi dostawcami technologii są firmy zagraniczne: Parat (Norwegia), Vapec (Szwajcaria), Zander & Ingeström (Szwecja), CleaverBrooks (USA), Precision Boilers (USA) oraz Vapor Power (USA). W przypadku pojawienia się krajowego producenta będzie on mógł uczestniczyć w przetargach – wskazuje Orlen i dodaje przy tym, że grupa dostrzega potencjał local content w usługach technicznych na etapie inwestycji oraz w serwisie urządzeń w fazie eksploatacji.

Mirosław Romanowicz z ECO przyznaje, że local content jest ograniczony po stronie samego urządzenia kotłowego, ale znacząco rośnie w zakresie robót towarzyszących i integracyjnych.

– Na rynku polskim w praktyce brak jest w pełni krajowego producenta kompletnych kotłów elektrodowych dużej mocy. Urządzenia te oferowane są przede wszystkim przez zagranicznych wytwórców, w tym również takich, którzy posiadają zakłady produkcyjne w Polsce i wytwarzają tu przemysłowe kotły wodne/parowe, w tym kotły elektryczne. Kluczowe prace projektowe, własność intelektualna oraz istotna część aparatury i komponentów pozostają jednak po stronie podmiotów zagranicznych – wyjaśnia Romanowicz.

– Natomiast local content znajduje się przede wszystkim na poziomie budynku kotłowni, infrastruktury przyłączeniowej, instalacji towarzyszących oraz integracji i późniejszej eksploatacji całej instalacji przez krajowych operatorów systemów ciepłowniczych – dodaje.

Dalkia przypomina, że historycznie rozwój technologii kotłów elektrycznych – zarówno elektrodowych, jak i oporowych – był mocno związany z krajami skandynawskimi i łączył się z zastosowaniem na platformach wiertniczych czy hodowniach.

– Zastosowanie tej technologii przychodzi polonizację w ostatnim czasie, nie jest to więc zaskakujące, że rodzime rozwiązania z mocą kompatybilną z potrzebami naszego kraju, jeszcze znajdują się w nieco wcześniejszej fazie rozwoju. Na poziomie całej Grupy Dalkia utworzono zespół dedykowany do identyfikacji rozwiązań technicznych, zarówno spełniających oczekiwania klientów, jak i wpisujących się pod definicję suwerenności technologicznej – zapewnia spółka.

Również PGE stwierdza, że duże kotły elektrodowe trzeba importować wobec braku krajowej produkcji.

– Grupa PGE stara się jednak wspierać rozwój krajowego montażu. Liczymy na to, że z czasem polskie podmioty zbudują kompetencje również w zakresie technologii i komponentów, co wesprze udział local content w przyszłości – zaznacza spółka

– Dla technologii power-to-heat do polskich firm trafi większość nakładów w zakresie robót budowlanych i usług. Poza obszarem local content znajdują się największe urządzenia, takie jak kocioł elektrodowy czy transformatory, trudne do pozyskania na lokalnym rynku. W konsekwencji, w ramach projektów, których celem jest realizacja kotłów elektrodowych szacuje się, że udział local content przekroczy połowę nakładów inwestycyjnych – ocenia natomiast Tauron.

Kocioł kompasem sterowany

Wracając do wspomnianych wcześniej konsultacji projektu UDER92, to zasadniczo spotkał się on raczej z pozytywnym odbiorem branży ciepłowniczej w kontekście kotłów elektrodowych. Większość zgłoszonych uwag nie przewiduje większych zastrzeżeń co do planowanych regulacji.

Część podmiotów zasugerowało jednak, aby tymi przepisami objąć również pompy ciepła, co pozwoli doprecyzować kryteria kwalifikowania ciepła jako pochodzącego z OZE również w przypadku tej technologii. Wśród nich znalazły się m.in. Polskie Towarzystwo Energetyki Cieplnej, Polski Komitet Energii Elektrycznej, Orlen, Enea oraz Ministerstwo Aktywów Państwowych.

Ciekawą uwagę, dotyczącą dalszego poszerzenia katalogu rozwiązań pozwalających kwalifikować ciepło z kotłów elektrodowych jako zielone, zgłosiła Izba Gospodarcza Ciepłownictwo Polsce. Chodzi o opracowaną przez Energetykę Cieplną Opolszczyzny propozycję wykorzystania także gwarancji pochodzenia z OZE, a ponadto – dla bardziej efektywnego zagospodarowania energii odnawialnej w KSE – posługiwania się Kompasem Energetycznym PSE jako wyznacznikiem ilości OZE w cieple z kotłów elektrodowych.

– Kompas energetyczny PSE obrazuje aktualną sytuację bilansową KSE w podziale godzinowym, wykorzystując czterostopniową skalę. Jednym z poziomów są godziny „zalecanego użytkowania” (ciemnozielone), w których występuje relatywnie niskie zapotrzebowanie na moc w KSE, przy jednocześnie wysokiej generacji OZE. Narzędzie to może stanowić obiektywną referencję do kwalifikacji wytwarzania zielonego ciepła w KE – uważa Mirosław Romanowicz z ECO, a proponowany według takiego klucza udział zielonego ciepła z kotłów elektrodowych obrazuje poniższa grafika.

Romanowicz wylicza do nierynkowego redysponowania źródeł OZE z przyczyn bilansowych – według niepełnych danych za 2025 rok – dochodzi najczęściej w godzinach zalecanego i normalnego użytkowania (99,7 procent), przy czym 67 procent przypada na okresy „zalecanego użytkowania”, a 33 procent na okresy „normalnego użytkowania”. Ponadto ECO wskazuje na potrzebę wprowadzenia dynamicznej taryfy dla dystrybucji energii elektrycznej.

– Z naszych analiz wynika, że standardowe taryfy dystrybucyjne będą stanowić największą barierę dla rozwoju technologii kotłów elektrodowych w ciepłownictwie. Koszty dystrybucji w standardowej taryfie stanowią ponad 50 procent całkowitych kosztów wytwarzania ciepła, podnosząc je do poziomu nieakceptowalnego dla odbiorców – tłumaczy Romanowicz.

ECO postuluje, aby dynamiczna taryfa dla kotłów elektrodowych dawała możliwość optymalizacji kosztów dystrybucji. Tak, aby zachęcała do pobierania energii z KSE, wtedy kiedy występują nadwyżki z OZE, a zniechęcała w pozostałych okresach, w czym również może być pomocny Kompas Energetyczny PSE. Propozycję ilustruje poniższa grafika.

Szerzej przedstawiciele spółki o swoim pomyśle mówili podczas grudniowego posiedzenia Parlamentarnego Zespołu ds. Ciepłownictwa, które można obejrzeć na stronach Sejmu, skąd można również pobrać prezentację Pawła Hadasika, eksperta ECO ds. rynków energii, z której pochodzą powyższe grafiki.

Istotną dla dalszych losów projektu UDER92 uwagę w konsultacjach zgłosiły też PSE, które – według propozycji resortu klimatu – miałyby do końca stycznia każdego roku wyznaczać średni udział energii elektrycznej z OZE w KSE w roku poprzednim. Chodzi zatem o wskaźnik, który miałby służyć do obliczania tego, ile ciepła w kotle zasilanym energią z KSE można zaliczyć jako wyprodukowane z OZE.

PSE w swojej uwadze wylicza trudności, które – według operatora – nie pozwalają precyzyjnie skalkulować średniego udziału energii z OZE. Wśród nich wskazuje m.in. to, że część energii odnawialnej wytworzonej w KSE jest zużywana bezpośrednio przez prosumentów, więc nie jest wprowadzana do sieci. Ponadto większość źródeł odnawialnych jest podłączona do sieci dystrybucyjnych, co ogranicza dostęp PSE do pełnych danych.

Dlatego też spółka wskazała, aby całkowicie wykreślić z projektu rozwiązanie dotyczące „zielonego” zasilania kotłów elektrodowych bezpośrednio KSE. Trzeba zatem zaczekać, aż MKiŚ opublikuje raport z konsultacji i ewentualne poprawki w projekcie, aby ocenić, czy resort i PSE dojdą w tej kwestii do porozumienia.

Więcej wsparcia, mniej dodatkowych kosztów

Uporządkowanie kwestii zaliczania „elektrodowego ciepła” na potrzeby spełnienia kryteriów efektywnego systemu ciepłowniczego może też pozwolić na uruchomienie wsparcia na tego typu inwestycje. Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej wprost wskazuje, że możliwość rozszerzenia prowadzonych przez Fundusz program o dofinansowanie dla kotłów elektrodowych zależy od przeprowadzenia zmian w prawie.

Przedstawiciele branży wskazują też na niektóre koszty, które również mogą zniechęcać do inwestycji. Według Orlenu istotnym wyzwaniem dla wykorzystania technologii power-to-heat pozostaje obciążanie źródeł elektrycznych wysoką opłatą mocową.

– Zachętą ekonomiczną mogłoby być częściowe lub całkowite zwolnienie kotłów elektrodowych z tej opłaty, szczególnie w okresach nadwyżek energii z fotowoltaiki w godzinach okołopołudniowych w sezonie wiosenno-letnim. Taki mechanizm pozwoliłby ograniczyć redysponowanie i zwiększyć efektywne wykorzystanie potencjału OZE w KSE – przekonuje Orlen.

Z kolei Dalkia uważa, że problemem może być przede wszystkim koszt budowy przyłączy oraz wysokość opłat stałych za moc umowną.

– Jest to ewidentny deal-breaker dla inwestorów, np. dla zakładów przemysłowych, chcących skorzystać z tzw. “elastyczności energetycznej”. W przypadku regulowanego rynku ciepłowniczego – również w interesie odbiorców końcowych – ważne jest, aby elektryfikacja nie była związana z drastycznym wzrostem cen ciepła. Zwłaszcza, jeśli ta elektryfikacja ma także służyć stabilizacji pracy sieci elektroenergetycznej – podsumowuje spółka.

Zobacz również: Czy resort energii wie, komu obniżył opłatę jakościową?