Ciepłownictwo w punkcie zwrotnym. Kto udźwignie jego ciężar?

Wypowiedzi przedstawicieli administracji publicznej, regulatora rynku oraz prezesów największych przedsiębiorstw ciepłowniczych pokazują, że sektor znajduje się w punkcie zwrotnym. Transformacja nie jest już traktowana wyłącznie jako element polityki klimatycznej, ale coraz częściej jako kwestia bezpieczeństwa energetycznego państwa, odporności infrastruktury krytycznej oraz stabilności gospodarczej.

Trudna sytuacja ciepłownictwa

Dodatkowym impulsem zmian stały się doświadczenia wojny w Ukrainie po 2022 r., które pokazały strategiczne znaczenie infrastruktury energetycznej i konieczność budowy odpornych, zdecentralizowanych oraz elastycznych systemów energetycznych.

Dane Urzędu Regulacji Energetyki pokazują, że sektor ciepłownictwa systemowego od kilku lat znajduje się w trudnej sytuacji finansowej, szczególnie w obszarze kogeneracji, czyli jednoczesnej produkcji energii elektrycznej i ciepła. Według raportów URE „Energetyka cieplna w liczbach” rentowność brutto jednostek kogeneracyjnych wyniosła około minus 38% w 2022 r., następnie poprawiła się do minus 17,49% w 2023 r., a w 2024 r. osiągnęła poziom minus 3,67%.  Choć dane za 2024 r. wskazują na delikatną poprawę kondycji sektora, przedsiębiorstwa kogeneracyjne nadal pozostają nierentowne. Jednocześnie cały sektor ciepłowniczy osiągnął w 2024 r. średnią rentowność brutto na poziomie minus 0,49%, podczas gdy rok wcześniej było to minus 9,5%.

Z informacji danych zebranych przez URE wynika, że poprawa wyników była przede wszystkim skutkiem spadku cen paliw i uprawnień do emisji CO₂. W 2024 r. wydatki sektora na zakup uprawnień ETS spadły do około 21,7 mld zł, czyli o blisko 20 mld zł mniej niż rok wcześniej. Mimo tego koszty emisji nadal pozostają jednym z największych obciążeń finansowych dla przedsiębiorstw ciepłowniczych. Szczególnie trudna sytuacja dotyczy przedsiębiorstw pracujących w kogeneracji. URE wskazuje, że przez wiele lat źródła kogeneracyjne funkcjonowały w uproszczonym modelu taryfowym, który nie pozwalał na pełne odzwierciedlenie rzeczywistych kosztów działalności. W praktyce oznaczało to, że taryfy zatwierdzane przez regulatora nie pokrywały pełnych kosztów wytwarzania ciepła, w tym kosztów zakupu uprawnień do emisji CO₂.

Branża ciepłownicza wskazuje, że wiele przedsiębiorstw było zmuszonych finansować zakup uprawnień ETS poprzez zadłużanie się lub ograniczanie inwestycji modernizacyjnych. Są przypadki spółek, których sytuacja spowodowała niemożliwość wywiązania się z obowiązku uiszczenia opłat związanych z rozliczeniem się za emisję CO2, za co na firmę nałożono olbrzymie kary. Gdyby doprowadzono do ich natychmiastowej egzekucji, to firma musiałaby zgodnie z prawem zgłosić upadłość. Skutkiem czego doszłoby do wstrzymania dostaw ciepła dla kilkudziesięciu tysięcy klientów indywidualnych oraz instytucji samorządowych. Problem miałby także lokalne samorządy, bo przy takiej skali działalności nie mogłyby wykonać ustawowego obowiązku wynikającego z art. 7 ust. 1 pkt 3 ustawy o samorządzie gminnym, zgodnie z którym gmina odpowiada za zapewnienie dostaw energii cieplnej mieszkańcom.

Problem pogłębia fakt, że sektor działa w warunkach regulowanych taryf, co ogranicza możliwość pełnego przenoszenia rosnących kosztów na odbiorców końcowych. Dodatkowo w latach kryzysu energetycznego obowiązywały mechanizmy administracyjnego ograniczania wzrostu cen ciepła, co jeszcze bardziej obciążało sytuację finansową przedsiębiorstw. 

Organ nadzorujący sektor, czyli URE rozumie powagę sytuacji i słusznie zauważa, iż mimo poprawy wyników finansowych sytuacja sektora nadal pozostaje niestabilna. Ta sytuacja wpływa następnie na sytuację spółek serwisowych, które bardzo odczuwają brak możliwości pozyskania zleceń. Analizując ostatnie dwa lata od 2024 r. do I kwartału 2026 wyraźnie widać, że spadają  nakłady inwestycyjne przedsiębiorstw ciepłowniczych: z  4,96 mld zł w 2023 r. do 4,66 mld zł w 2024 r. Tymczasem analizy branżowe wskazują, że transformacja sektora ciepłownictwa systemowego może wymagać nakładów od 299 do 466 mld zł do 2050 r.

Regulator podkreśla jednocześnie, że poprawa rentowności nie oznacza rozwiązania problemów strukturalnych. Sektor nadal stoi przed koniecznością kosztownej dekarbonizacji, modernizacji infrastruktury oraz dostosowania do wymogów pakietu Fit for 55 i nowych definicji efektywnych systemów ciepłowniczych.

Wydatki na remonty w sektorze ciepłowniczym – dane i prognoza

Fit for 55: presja regulacyjna i kosztowa

Największym impulsem zmian jest pakiet Fit for 55, którego celem jest redukcja emisji gazów cieplarnianych w UE o co najmniej 55% do 2030 r. względem 1990 r. W praktyce dla ciepłownictwa oznacza to zaostrzenie wymogów emisyjnych, wzrost znaczenia OZE, poprawę efektywności energetycznej i stopniowe ograniczanie roli paliw kopalnych.  

Analizy Polskiego Towarzystwa Energetyki Cieplnej wskazują, że transformacja sektora ciepłownictwa systemowego w Polsce wynikająca z Fit for 55 może wymagać nakładów rzędu 70–110 mld euro, czyli około 300–500 mld zł do 2050 r.  Dla przedsiębiorstw oznacza to jednoczesną presję z trzech stron: rosnących kosztów emisji CO₂, konieczności inwestycji w nowe technologie oraz ograniczeń taryfowych, które utrudniają szybkie przenoszenie kosztów na odbiorców. Branża wskazuje więc, że bez wsparcia publicznego i środków unijnych transformacja może prowadzić do wzrostu cen ciepła i pogorszenia kondycji finansowej części przedsiębiorstw.

Kluczową zmianą regulacyjną jest nowa definicja efektywnego systemu ciepłowniczego i chłodniczego w dyrektywie EED. Komisja Europejska podkreśla, że definicja została zmieniona po to, aby doprowadzić do pełnej dekarbonizacji dostaw ciepła i chłodu do 2050 r.  Dotychczas status efektywnego systemu można było uzyskać m.in. dzięki wysokosprawnej kogeneracji. Nowe przepisy stopniowo przesuwają punkt ciężkości w stronę OZE, ciepła odpadowego i niskoemisyjnych źródeł. Przewidziano też ścieżkę emisyjną: 200 g CO₂/kWh do końca 2025 r., 150 g od 2026 r., 100 g od 2035 r., 50 g od 2045 r. i 0 g od 2050 r.  Dla polskich systemów ciepłowniczych to zmiana fundamentalna. Utrata statusu efektywnego systemu może ograniczyć dostęp do finansowania, pogorszyć ocenę inwestycji i utrudnić podłączanie nowych odbiorców.

Szczególnie narażone są małe i średnie systemy oparte na węglu, które nie mają wystarczających zasobów kapitałowych na szybką modernizację.

Narzędzia transformacji według KPEiK

Projekt KPEiK do 2030 r. z perspektywą do 2040 r. wskazuje ciepłownictwo jako jeden z obszarów wymagających przyspieszonej modernizacji. Dokument ma wyznaczać ramy planowania inwestycji, regulacji i wydatkowania środków unijnych. Najważniejsze ścieżki transformacji to: elektryfikacja ciepłownictwa. Ciepłownictwo ma być coraz silniej zintegrowane z elektroenergetyką. Oznacza to wykorzystanie technologii Power-to-Heat, czyli zamiany energii elektrycznej w ciepło za pomocą kotłów elektrycznych i dużych pomp ciepła. Takie rozwiązania pozwalają zużywać nadwyżki energii z OZE, zwłaszcza w okresach wysokiej produkcji z wiatru i fotowoltaiki. PTEZ wskazuje, że Power-to-Heat może być jednym z kluczowych narzędzi spełnienia nowych kryteriów efektywnego systemu ciepłowniczego.

Ponadto na nowo definiuje się rolę kogeneracji. Kogeneracja nie znika z systemu, ale zmienia funkcję. Węglowe źródła kogeneracyjne będą stopniowo traciły znaczenie, natomiast jednostki gazowe, biometanowe lub wodorowe mogą pełnić rolę elastycznych źródeł bilansujących. W okresach wysokich cen energii elektrycznej kogeneracja może poprawiać ekonomikę przedsiębiorstw ciepłowniczych i wspierać system elektroenergetyczny.

Instalacje typu biogaz i biometan mogą być ważne szczególnie tam, gdzie istnieje lokalny potencjał odpadowy: rolnictwo, oczyszczalnie ścieków, przemysł spożywczy, bioodpady komunalne. Biometan ma tę przewagę, że może być wykorzystywany w istniejących instalacjach gazowych po relatywnie mniejszych modyfikacjach. Wodór pozostaje rozwiązaniem bardziej odległym i raczej nie w najbliższej przyszłości. Jego potencjalne zastosowanie w ciepłownictwie ograniczają obecnie wysokie koszty, mała dostępność i brak sprawdzonej masowo  technologii infrastruktury, ale w przyszłości może być paliwem dla wysokosprawnych jednostek szczytowych lub magazynem energii sezonowej.

Dobrym kierunkiem jest także wykorzystanie tzw. „ciepła odpadowego”, które dziś często jest tracone. Źródłem mogą być zakłady przemysłowe, oczyszczalnie ścieków, centra danych, obiekty handlowe i instalacje chłodnicze. W połączeniu z pompami ciepła ciepło odpadowe może zasilać miejskie sieci ciepłownicze i ograniczać zużycie paliw. Biomasa prawdopodobnie pozostanie elementem miksu, ale jej wykorzystanie będzie coraz mocniej oceniane przez pryzmat lokalności, dostępności i zrównoważonego pozyskania. Preferowana będzie biomasa odpadowa, lokalna i niewypierająca surowca z innych gałęzi gospodarki. Nie będzie to uniwersalne paliwo dla całego sektora, raczej rozwiązanie dla wybranych systemów. Istotnym kierunkiem transformacji ciepłownictwa stają się kolekty słoneczne i magazyny ciepła, zwłaszcza w kontekście integracji ciepłownictwa z OZE.

Krótkoterminowe magazyny wodne pozwalają bilansować dobowe wahania zapotrzebowania, a magazyny sezonowe mogą w przyszłości umożliwiać gromadzenie energii z miesięcy letnich na sezon grzewczy. To szczególnie ważne przy rosnącym udziale pomp ciepła, kolektorów słonecznych i Power-to-Heat. Zmianą, która naturalnie następuje jest również digitalizacja i wykorzystanie systemów informatycznych. Cyfryzacja ma ograniczyć straty, poprawić sterowanie siecią i umożliwić bardziej precyzyjne zarządzanie produkcją ciepła. Chodzi m.in. o zdalny monitoring, automatykę, predykcję awarii, optymalizację temperatur sieciowych i analizę danych odbiorców. W praktyce digitalizacja może być najtańszym sposobem poprawy efektywności, zanim przedsiębiorstwo zrealizuje duże inwestycje źródłowe.

Z wypowiedzi prezesów spółek ciepłowniczych wyłania się obraz sektora, który nie kwestionuje potrzeby transformacji, ale obawia się jej kosztów i tempa. Ciepłownictwo chce być częścią nowoczesnego systemu energetycznego: wykorzystywać OZE, magazynować energię, odzyskiwać ciepło odpadowe i stabilizować elektroenergetykę. Warunkiem jest jednak stabilne prawo, dostęp do finansowania i takie wdrożenie Fit for 55, które nie doprowadzi do gwałtownego wzrostu cen ciepła dla mieszkańców.

Podczas ostatnich konferencji ciepłowniczych jasno wybrzmiały oczekiwania branży. Piotr Górnik, prezes Fortum Power and Heat Polska, podkreślał, że „transformacja sektora będzie wymagała ogromnych nakładów inwestycyjnych liczonych w setkach miliardów złotych, a ciepłownictwo powinno zostać uznane za istotny element bezpieczeństwa energetycznego państwa i stabilizacji systemu elektroenergetycznego”.

Podobne stanowisko prezentuje Veolia. Luiz Hanania wskazuje, że „ciepłownictwo musi przestać funkcjonować jako odrębny sektor komunalny, a stać się integralnym elementem krajowego systemu energetycznego, współpracującym z elektroenergetyką, odnawialnymi źródłami energii oraz magazynami energii”. Z kolei Piotr Dembiński – Członek Zarządu, GPEC Ciepło zauważał,  że „w przypadku sektora ciepłowniczego to nie tylko wybór jednej czy drugiej technologii to sposób myślenia o całym systemie. Dziś kluczowe jest nie tylko, jakie źródła wybieramy, ale jak (oraz z kim) je łączymy i jak nimi zarządzamy z wykorzystaniem digitalizacji i danych. Bez tych ostatnich bowiem nie ma dziś ani realnej sterowalności systemu, ani jego odporności, ani przewidywalności kosztów.”

Administracja a problemy ciepłownictwa

Z dokumentów rządowych i wypowiedzi przedstawicieli administracji wyłania się obraz ciepłownictwa jako sektora strategicznego, który wymaga równoczesnej dekarbonizacji, poprawy efektywności, ochrony odbiorców przed nadmiernym wzrostem cen oraz odbudowy zdolności inwestycyjnej przedsiębiorstw. Należy pochwalić, że Rząd nie traktuje już ciepłownictwa wyłącznie jako lokalnej usługi komunalnej, lecz jako część szerszej transformacji energetycznej, powiązanej z elektroenergetyką, bezpieczeństwem państwa i polityką klimatyczną.

Transformacja energetyczna prezentowana jest nie tylko jako obowiązek klimatyczny, lecz także jako projekt gospodarczy i społeczny, budujący „suwerenność polskiej energetyki” i strategię inwestycji wzmacniających rozwój gospodarczy. Wymaga to jednak skierowania w stronę sektora ciepłowniczego więcej środków niż do tej pory, jeżeli faktycznie ma być zrealizowany cel ograniczenia emisji gazów cieplarnianych o 53,9% do 2030 r. wobec 1990 r. (czyli niemalże osięgnięcia unijnego celu 55%).

Bez odpowiedniego wsparcia dla ciepłownictwa będzie to jednak trudne, bo samorządowe i prywatne firmy ciepłownicze po prostu nie mają takich środków na odpowiednią modernizację technologiczną. Pozytywnym sygnałem, że problem jednak jest dostrzegany jest powołanie przez Ministra Energii Zespołu ds. Transformacji Ciepłownictwa. Zespół ma być platformą współpracy między resortem, przedsiębiorstwami, sektorem energetycznym, instytucjami publicznymi i środowiskiem naukowym. Jego zadaniem jest przygotowanie propozycji zmian regulacyjnych oraz instrumentów pozalegislacyjnych, które umożliwią transformację sektora przy jednoczesnym utrzymaniu niskich i przystępnych cen dla odbiorców ciepła systemowego. Zakres prac tego zespołu dobrze pokazuje, jak rząd diagnozuje główne bariery. Administracja wskazuje na potrzebę analizy barier regulacyjnych, usprawnienia procesu inwestycyjnego, rewizji modelu taryfowania ciepła oraz opracowania mechanizmów integracji ciepłownictwa z elektroenergetyką.

Szczególne znaczenie przypisano wykorzystaniu nadwyżek zielonej energii elektrycznej, wsparciu finansowemu w formie dotacji, preferencyjnych pożyczek i gwarancji bankowych, poprawie rentowności przedsiębiorstw oraz zwiększeniu roli samorządów w lokalnym planowaniu energetycznym. Równolegle prowadzone są prace dotyczące „Strategii dla ciepłownictwa do 2030 r. z perspektywą do 2040 r.”.

W uzasadnieniu projektu uchwały Rady Ministrów wskazano, że dokument realizuje cele Polityki Energetycznej Polski 2040 oraz KPEiK. Rząd rozróżnia przy tym ciepłownictwo systemowe, regulowane przez Prezesa URE, oraz ciepłownictwo niesystemowe, obejmujące głównie indywidualne źródła ciepła w gospodarstwach domowych. W obu segmentach jako zasadniczy problem wskazano dominującą rolę węgla kamiennego, skutkującą wysoką emisyjnością CO₂ i zanieczyszczeniami powietrza.  W przypadku najbardziej istotnego organu, jakim jest Urząd Regulacji Energetyki, to widoczna jest analiza problemów sektora ciepłowniczego przez pryzmat danych rynkowych, taryf i stabilności funkcjonowania przedsiębiorstw.

W raporcie „Energetyka cieplna w liczbach – 2024” URE wskazuje, że rok 2024 przyniósł stabilizację na rynku paliw dla ciepłownictwa systemowego, ale jednocześnie dalszy spadek zapotrzebowania na ciepło. Urząd podkreśla, że sektor stoi przed ogromnymi wyzwaniami transformacyjnymi, choć widoczna jest stopniowa zmiana miksu energetycznego i potencjał współpracy z elektroenergetyką. W praktyce rola URE jest kluczowa, ponieważ ciepłownictwo systemowe pozostaje sektorem taryfowanym. Prezes URE określa zasady uwzględniania kosztów w taryfach, w tym zwrotu z kapitału. Komunikat Prezesa URE z 2024 r. dotyczący sposobu ustalania i uwzględniania w taryfach kosztu kapitału na lata 2024–2025 pokazuje, że regulator próbuje godzić dwie sprzeczne presje: potrzebę ochrony odbiorców przed nadmiernym wzrostem cen oraz potrzebę zapewnienia przedsiębiorstwom środków na inwestycje i modernizację.

Strategia rządu wobec ciepłownictwa opiera się więc na kilku filarach. Pierwszym jest elektryfikacja ciepła, czyli rozwój pomp ciepła, kotłów elektrycznych, technologii Power-to-Heat i magazynów ciepła. Drugim jest integracja ciepłownictwa z elektroenergetyką, aby systemy ciepłownicze mogły zużywać nadwyżki energii z OZE i wspierać stabilizację krajowego systemu elektroenergetycznego. Trzecim filarem jest odchodzenie od węgla poprzez OZE, ciepło odpadowe, biomasę, biogaz, biometan i docelowo wodór. Czwartym jest reforma regulacyjna i finansowa, obejmująca taryfy, wsparcie inwestycyjne i poprawę zdolności kredytowej przedsiębiorstw. W ujęciu administracji państwowej ciepłownictwo ma zatem przejść od modelu opartego na paliwach kopalnych i lokalnych kotłowniach do modelu nowoczesnego, niskoemisyjnego i zintegrowanego z całym systemem energetycznym. Największe napięcie dotyczy jednak tempa tej zmiany. Rząd deklaruje, że transformacja ma obniżać emisje, poprawiać jakość powietrza i wzmacniać bezpieczeństwo energetyczne, ale jednocześnie musi być prowadzona tak, aby nie doprowadzić do skokowego wzrostu cen ciepła dla gospodarstw domowych i przedsiębiorstw, a tego pogodzić się raczej nie da. Należy w ramach prac zespołu doprowadzić do konsensusu pomiędzy daniem branży wsparcia niezbędnego dla realizacji niezbędnych inwestycji rozłożonych w określonym tempie, a kosztami ciepła dla odbiorców.

dr Przemysław Zaleski

Politechnika Wrocławska

Fundacja Pułaskiego

Stały współpracownik portalu Defence24