Rok 2024 przyniósł stabilizację na rynku paliw dla ciepłownictwa systemowego, ale jednocześnie dalszy spadek zapotrzebowania na ciepło. Sektor nadal stoi przed ogromnymi wyzwaniami związanymi z transformacją, choć widać stopniową zmianę miksu energetycznego i potencjał współpracy z elektroenergetyką.
– Pod auspicjami Regulatora sektor ciepłowniczy i elektroenergetyczny nawiązał współpracę w zakresie wyzwań związanych z unijną polityką klimatyczną. Ta kooperacja międzysektorowa będzie ważnym elementem transformacji ciepłownictwa. Jestem przekonana, że powzięte ustalenia pozwolą wypracować odpowiednie rozwiązania, które zapewnią większą wydajność i opłacalność procesu elektryfikacji ciepłownictwa – podkreśla Prezes URE, Renata Mroczek.
W 2024 r. liczba koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych nie uległa zmianie w stosunku do 2023 r. – w sumie było ich 398. Jednak w ubiegłym roku sprzedaż ciepła spadła o ponad 3,8%, do 322,5 tys. TJ, osiągając kolejny rekordowo niski poziom. Zmniejszyła się także moc zainstalowana i zamówiona.
Coraz mniejsze zapotrzebowanie na ciepło systemowe wiąże się m.in. ze wzrostem temperatur. Średnia obszarowa temperatura powietrza w Polsce w 2024 r. wyniosła według IMGW rekordowe 10,90C i była niemal o 1 stopień wyższa niż rok wcześniej.
Pomimo niższej sprzedaży ciepła, w 2024 r. ponownie wzrosła długość sieci ciepłowniczych należących do przedsiębiorstw koncesjonowanych – z 22 837,8 km do 23 016,54 km.
Zmiany regulacji dotyczących taryfowania
W ostatnich dwóch latach nastąpiły istotne zmiany w zakresie regulacji mających wpływ na funkcjonowanie sektora i jego kondycję finansową.
Dzięki nowelizacji Prawa energetycznego w 2023 r.[1], przedsiębiorstwa ciepłownicze wykorzystujące kogenerację mogły od października tego samego roku zmienić metodę kalkulacji taryf z uproszczonej na kosztową. W zwiazku z wprowadzonymi zmianami prawnymi, a także w wyniku konsultacji z branżą, Prezes URE w 2024 r. zmodyfikował praktykę regulacyjną, umożliwiając przedsiębiorstwom eksploatującym wiele jednostek kogeneracji składanie dwóch odrębnych wniosków taryfowych – według metody uproszczonej i kosztowej.
– Prezes URE stale podejmuje rozmowy i konsultacje z uczestnikami rynku. Tak też stało się w przypadku zmiany metody wyliczania taryf dla kogeneracji. Dzięki dialogowi z sektorem ciepłowniczym przygotowaliśmy rozwiązanie najbardziej optymalne dla przedsiębiorstw posiadających kilka jednostek kogeneracji, dając im elastyczność w wyborze sposobu taryfowania – zaznacza Renata Mroczek.
Nowelizacja z 2023 r. wyłączyła także z obowiązku taryfowania źródła o zainstalowanej mocy cieplnej nieprzekraczającej 5 MW[2]. Bardzo istotną zmianą było też określenie minimalnej stopy zwrotu z zaangażowanego kapitału na poziomie 7%.[3]
Z kolei w połowie 2024 r. wprowadzono do Prawa energetycznego zapisy obligujące Prezesa URE do dwukrotnej publikacji w ciągu roku wysokości wskaźników referencyjnych, stosowanych w uproszczonej metodzie kalkulacji taryf[4]. Wcześniej wskaźniki publikowane były raz w roku.
Stabilizacja cen surowców i uprawnień
W 2024 r. nastąpiła stabilizacja sytuacji na rynkach paliw. Zaobserwowano spadek kosztów jednostkowych paliw używanych w ciepłownictwie (poza biogazem, odpadami przemysłowymi i źródłami OZE).
W ub. r. wydano 417 decyzji w sprawie zatwierdzenia oraz zmiany taryf dla ciepła wobec 570 decyzji wydanych w 2023 r., co jest kontynuacją trendu spadkowego w liczbie postępowań taryfowych i wskazuje na stabilizację sytuacji na rynku.
W 2024 r. zmniejszyły się także ceny uprawnień do emisji, dzięki czemu roczne wydatki branży na ten cel spadły do 21,7 mld zł z ponad 41,5 mld zł w 2023 r. Trzeba zaznaczyć jednak, że nadal konieczność zakupu uprawnień jest istotnym obciążeniem dla przedsiębiorstw ciepłowniczych.
Zmniejszenie cen paliw i uprawnień przełożyło się na spadek kosztów zmiennych o 15,12%. Wzrosły jednak o 6,45% koszty stałe, za co odpowiada m.in. wzrost kosztów remontów (o 26,54%). Ogółem koszty działalności ciepłowniczej były w 2024 r. jednak niższe o 8,14% w stosunku do 2023 r.
Średnia cena ciepła sprzedawanego ze wszystkich koncesjonowanych źródeł wyniosła 105,74 zł/GJ, co oznacza wzrost o nieco ponad 1% w porównaniu do 2023 r. Natomiast średnia cena ciepła sprzedawanego z koncesjonowanych źródeł wytwarzających ciepło bez kogeneracji wyniosła 116,63 zł/GJ (spadek o nieco ponad 7%), a średnia cena ciepła sprzedawanego z koncesjonowanych źródeł wytwarzających ciepło w kogeneracji wyniosła 99,66 zł/GJ (wzrost o 7%).
Średnia stawka opłaty za usługi przesyłowe ukształtowała się w 2024 r. na poziomie wyższym o 8,8% niż w 2023 r. i wyniosła 31,76 zł/GJ.
Odbiorcy nie odczuli jednak wzrostu kosztów ciepła systemowego ze względu na kontynuację „mrożenia” cen.
Kondycja finansowa przedsiębiorstw ciepłowniczych
W 2024 r. rentowność brutto sektora ciepłowniczego ogółem wyniosła minus 0,49%, co jest wynikiem zdecydowanie lepszym niż rok wcześniej (minus 9,5%). Źródła ciepła bez kogeneracji osiągnęły dodatnią rentowność w wysokości 5,07%. Kogeneracja zanotowała natomiast rentowność brutto na poziomie minus 3,67%.
W 2024 r. o 6% spadły jednak nakłady inwestycyjne w ciepłownictwie. W ub. r. wyniosły one 4,66 mld zł, podczas gdy w 2023 r. było to 4,96 mld zł.
– Analizy eksperckie wskazują, że nakłady inwestycyjne na transformację sektora ciepłownictwa systemowego wyniosą do 2050 r., w zależności od przyjętego scenariusza, od 299 mld zł do 466 mld zł. Wobec rocznych przychodów branży z działalności ciepłowniczej na poziomie 42 mld zł, trzeba założyć, że środki na transformację muszą być pozyskiwane nie tylko od odbiorców ciepła, ale przede wszystkim z zewnętrznych źródeł finansowania – podkreśla Prezesa URE, Renata Mroczek.
Transformacja ciepłownictwa
W 2024 r. nastąpił spadek wykorzystania węgla w ciepłownictwie – odpowiadał on za 57,4% całej wyprodukowanej przez sektor energii (w stosunku do 61,2% rok wcześniej). Nieznacznie wzrósł udział odnawialnych źródeł energii – z 14,4% w 2023 r. do 14,7% w 2024 r. Wyraźniejszy przyrost widoczny jest w wykorzystaniu źródeł gazowych, których udział wzrósł z 13% do 15,2%.
Na uwagę zasługuje, że zużycie węgla kamiennego i brunatnego, skutkujące znaczną emisyjnością CO2, w latach 2002-2024 spadło w ciepłownictwie o 24,3 punkty %, zaś ubytek ten wypełnia sukcesywnie produkcja ciepła z paliw gazowych i źródeł odnawialnych.
Udział poszczególnych paliw w wytwarzaniu ciepła jest w naszym kraju zróżnicowany pod względem terytorialnym. Z raportu Prezesa URE wynika, że najwięcej energii odnawialnej wykorzystało ciepłownictwo w województwach: podlaskim, kujawsko-pomorskim i warmińsko-mazurskim. Niemal wyłącznie na węglu bazowali natomiast wytwórcy ciepła w województwach: dolnośląskim, lubelskim, zachodniopomorskim i łódzkim. W korzystaniu z paliw gazowych przodowały natomiast województwa lubuskie i podkarpackie.
Ważnym elementem transformacji ciepłownictwa jest współpraca z sektorem elektroenergetyki. (tzw. market coupling). Prezes URE był w 2024 r. inicjatorem działań na rzecz dialogu pomiędzy tymi sektorami, m.in. w ramach Karty Efektywnej Transformacji Sieci Dystrybucyjnych Polskiej Energetyki (KET). Dostępne już aktualnie technologie, które mogą być wykorzystane przez przedsiębiorstwa ciepłownicze przy współpracy z systemem elektroenergetycznym – w tym kogeneracja gazowa, pompy ciepła, kotły elektrodowe, magazyny ciepła oraz inteligentne systemy zarządzania popytem – pozwalają na ustalenie kierunków transformacji energetycznej.
***
- Raport „Energetyka cieplna w liczbach” za 2024 r.
- Kogeneracja (CHP, Combined Heat and Power) polega na wytwarzaniu energii elektrycznej i ciepła w jednym procesie technologicznym.
- Uproszczony model ustalania taryf dla kogeneracji bazuje na średnich cenach sprzedaży ciepła w poprzednim roku w jednostkach niekogeneracyjnych (tj. produkujących samo ciepło). Pod uwagę brane są ceny wytwarzania ciepła osobno dla różnych paliw. Do obliczania stawki taryfowej ceny zeszłoroczne mnoży się przez wskaźnik referencyjny.
- Kosztowy model ustalenia taryf opiera się na planowanych przez przedsiębiorstwo kosztach uzasadnionych, które wystąpią w okresie obowiązywania taryfy. Dodatkowo uwzględnia się także uzasadniony zwrot z kapitału.
[1] Na mocy ustawy z 17 sierpnia 2023 r. o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. z 2023 r. poz. 1762).
[2] Art. 4 Ustawy z dnia 17 sierpnia 2023 r. o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. z 2023 r. poz. 1762).
[3] Art. 4 pkt 14 ww. ustawy.
[4] Na mocy ustawy z dnia 23 maja 2024 r. o bonie energetycznym oraz o zmianie niektórych ustaw w celu ograniczenia cen energii elektrycznej, gazu ziemnego i ciepła systemowego (Dz. U. z 2024 r. poz. 859).
Źródło: Urząd Regulacji Energetyki
