Według raportu opublikowanego w 2022 roku przez Urząd Regulacji Energetyki, koncesje wydane przez Prezesa URE na prowadzenie działalności w zakresie wytwarzania, przesyłania i dystrybucji oraz obrotu ciepłem posiada 387 przedsiębiorstw (stan na 31 grudnia 2020 r.). Od 2002 roku − gdy URE przeprowadził pierwsze badania tego sektora − liczba koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych w Polsce zmniejszyła się o ponad połowę, co w początkowym okresie badań spowodowane było przede wszystkim zmianami w prawie energetycznym, a także przekształceniami organizacyjnymi i własnościowymi w ciepłownictwie. Spadek liczby podmiotów koncesjonowanych w nieznacznym stopniu wpłynął jednak na zmianę wielkości regulowanego rynku ciepła − zauważają przy tym autorzy raportu URE.
W efekcie zmniejszenia liczby podmiotów długość sieci przypadająca na jedno przedsiębiorstwo wzrosła w minionych dwóch dekadach ponaddwukrotnie. W ostatnich latach obserwowany jest stopniowy rozrost sieci − w 2020 r. na jedno przedsiębiorstwo przypadało 60,6 km sieci, podczas gdy w 2019 r. − 58,7 km.
Całkowita wielkość mocy cieplnej zainstalowanej u koncesjonowanych wytwórców ciepła zmniejszyła się od pierwszego badania w 2002 r. o 25 proc., choć w ostatnich latach obserwowana jest jej stabilizacja. W 2020 r. wartość mocy cieplnej zainstalowanej przekraczała 53 GW, a osiągalnej − 52,5 GW (w 2019 r. wartości te wynosiły odpowiednio: 53,5 GW i 52,5 GW).
W roku 2020 r. nastąpiła też stabilizacja udziału ciepła produkowanego w kogeneracji, choć w latach poprzednich obserwowany był niewielki, ale systematyczny wzrost jego udziału. W 2020 r. udział ciepła z kogeneracji wynosił ok. 65 proc. produkcji ciepła ogółem.
Przedsiębiorstwa ciepłownicze są, w większości przypadków, zintegrowane pionowo, zatem zajmują się zarówno wytwarzaniem ciepła, jak i jego dystrybucją. Spośród badanych przez URE podmiotów 370 zajmowało się wytwarzaniem ciepła, 365 przesyłaniem i dystrybucją ciepła, a 102 – obrotem.
Do odbiorców przyłączonych do sieci trafia ostatecznie ok. 57 proc. ciepła wytworzonego przez koncesjonowane przedsiębiorstwa − po zaspokojeniu własnych potrzeb cieplnych przedsiębiorstw oraz uwzględnieniu strat podczas przesyłu.
Taniej nie będzie
Zmieniła się również struktura form prawnych badanych przedsiębiorstw ciepłowniczych. Na początku prowadzonych badań (przypomnijmy, w 2002 r.), działalność w formie spółek kapitałowych prowadziło 80,5 proc. koncesjonowanych przedsiębiorstw, natomiast w 2020 r. spółki kapitałowe stanowiły już 95,5 proc. rynku.
Większość majątku ciepłowniczego − ok. 59 proc. − skoncentrowana jest w spółkach akcyjnych (które stanowią jednak tylko ok. 18 proc. badanych przedsiębiorstw). Dalsze 40 proc. majątku skupiają spółki z ograniczoną odpowiedzialnością (77,4 proc. badanych przedsiębiorstw).
Jedynie trzy ciepłownie były w 2020 roku prowadzone bezpośrednio przez JST, przy czym – jak wynika z danych URE − cena ciepła była w tym wypadku najwyższa (średnio 76,07 zł/GJ w porównaniu ze średnią krajową 62,23 zł/GJ). Najtaniej było w spółkach akcyjnych − 59,84 zł/GJ, ale też w spółdzielniach mieszkaniowych (w 2020 r. cztery podmioty ciepłownicze deklarowały taką formę prawną) − tu cena gigadżula wyniosła 62,23 zł. Cena w spółkach z ograniczoną odpowiedzialnością − taką formę zwykły często przyjmować miejskie ciepłownie − wynosiła zaś 70,17 zł/GJ.
Przy okazji można prześledzić wzrost cen ciepła, z jakim powinniśmy się liczyć w najbliższym czasie. Zgodnie z wrześniową ustawą o szczególnych rozwiązaniach w zakresie niektórych źródeł ciepła w związku z sytuacją na rynku paliw, która przewiduje rekompensaty dla ciepłowni, średnią cenę ciepła (z rekompensatą) ustalono na:
– 150,95 zł/GJ netto dla ciepła wytwarzanego w źródłach ciepła opalanych gazem ziemnym lub olejem opałowym,
– 103,82 zł/GJ netto dla ciepła wytwarzanego w pozostałych źródłach ciepła.
Horyzont 2040
Proces transformacji całego sektora jest wymuszony w głównej mierze zaostrzającymi się standardami emisji gazów cieplarnianych (dwutlenku siarki, tlenków azotu) i pyłów z obiektów energetycznego spalania oraz dynamicznym wzrostem kosztów zakupu uprawnień do emisji CO2.
Z analizy informacji przedstawionych przez ciepłownie wynika, że 97 proc. przedsiębiorstw zobowiązanych do dostosowania swoich źródeł do dyrektywy IED (Dyrektywa o emisjach przemysłowych) rozpoczęło już inwestycje. Wysokość planowanych do poniesienia przez przedsiębiorstwa ciepłownicze do końca 2029 r. nakładów na realizację tego celu została wyliczona na około 5,4 mld zł.
Wiodącym paliwem polskiego ciepłownictwa pozostaje węgiel. Od 2002 r. udział paliw węglowych obniżył się o 12,8 punktu proc. (z 81,7 proc. do 68,9 proc.), zaobserwowano wzrost udziału paliw gazowych – o 6,9 pp. i źródeł OZE – o 7,2 pp.
Zgodnie z polityką energetyczną Polski do 2040 roku (PEP 2040) przedstawioną przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska, do roku 2040 potrzeby cieplne wszystkich gospodarstw domowych mają być pokrywane przez ciepło systemowe oraz przez zeroemisyjne lub niskoemisyjne źródła indywidualne. Dokument zakłada m.in. istotny wzrost mocy zainstalowanych w fotowoltaice − ok. 5−7 GW w 2030 r. i ok. 10−16 GW w 2040 r., co umożliwi niskokosztowe korzystanie z energii elektrycznej stosowanej do napędu pomp ciepła i przechodzenie na wytwarzanie ciepła z energii elektrycznej autoproducentów i prosumentów.
Gaz ziemny miałby stanowić paliwo pomostowe w transformacji energetycznej, a transformacja w kierunku niskoemisyjnych źródeł indywidualnych powinna nastąpić poprzez stosowanie pomp ciepła, kolektorów słonecznych oraz ogrzewania elektrycznego, co ułatwi osiągnięcie celu odejścia od spalania węgla w gospodarstwach domowych w miastach do 2030 r., a na obszarach wiejskich do 2040 r.
Zgodnie z PEP 2040 najbardziej oczekiwanymi innowacjami dla ciepłownictwa mogą być:
– technologie magazynowania ciepła, które pozwolą na optymalizację i efektywną pracę źródeł wytwarzających ciepło i energię elektryczną w kogeneracji niezależnie od mijających się szczytów zapotrzebowania na te produkty, co zwiększy bezpieczeństwo pracy całego systemu elektroenergetycznego,
– magazyny energii elektrycznej, które pozwolą na dalszy dynamiczny rozwój źródeł opartych na energii słonecznej i wiatrowej, gdyż zniwelują ich najpoważniejszą wadę niestabilności i uzależnienia od warunków naturalnych,
– technologie wodorowe, zwłaszcza pozwalające na pozyskiwanie „zielonego” wodoru, które pozwolą rozwijać lokalne klastry wodorowe opierające się na lokalnej produkcji wodoru powiązanej ze zdecentralizowaną produkcją energii odnawialnej (w tym „zielonego ciepła”) i lokalnym popycie, a infrastruktura wodorowa może wykorzystywać wodór do wytwarzania i dostarczania ciepła do budynków mieszkalnych i komercyjnych.
Fot. Pixabay
