Urząd Regulacji Energetyki 2023 - Charakterystyka rynku ciepła -

Przedsiębiorstwa koncesjonowane

Na koniec 2023 r. 398 przedsiębiorstw posiadało 815 koncesji wydanych przez Prezesa URE na prowadzenie działalności ciepłowniczej, w tym na wytwarzanie (354), przesyłanie i dystrybucję (349) lub obrót ciepłem (112).

Od pierwszego badania przeprowadzonego przez URE w 2002 r., zarówno liczba koncesjonowanych, jak i badanych przedsiębiorstw ciepłowniczych zmniejszyła się o ponad połowę i stan ten utrzymuje się już od kilku lat, co w początkowym okresie badań spowodowane było przede wszystkim zmianami w ustawie − Prawo energetyczne, a także przekształceniami organizacyjnymi i własnościowymi w ciepłownictwie. Aktualnie zmiany te wynikają z procesu konsolidacji, łączenia spółek, wydzielania spółek, rozpoczynania działalności poprzez powoływanie spółek celowych, czy też wprowadzenie do przepisów prawa dla wytwórców ciepła progu 5 MW mocy zainstalowanej, do którego nie występuje obowiązek uzyskania koncesji na wytwarzanie ciepła oraz progu łącznej mocy zamówionej przez odbiorców w wielkości 5 MW, do którego nie występuje obowiązek uzyskania koncesji na wytwarzanie, przesyłanie i dystrybucję oraz obrót ciepłem. Liczba przedsiębiorstw koncesjonowanych w zakresie ciepła w stosunku do roku poprzedniego nieznacznie wzrosła.

Zmieniła się w tym okresie również struktura badanych koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych. Zmiany w strukturze form prawnych świadczą o intensywności przekształceń własnościowych i organizacyjnych w polskim ciepłownictwie.

Od początku prowadzonych badań, tj. od 2002 r., zmieniła się znacznie natomiast struktura badanych koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych. Zmiany w strukturze form prawnych świadczą o intensywności przekształceń własnościowych i organizacyjnych w polskim ciepłownictwie. Na początku prowadzonych w ponad dwudziestoletnim okresie badań, działalność w formie spółek kapitałowych prowadziło 80,5 proc. koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych, w 2021 r. już 96,1 proc, w 2022 r. było to 96,05 proc. W 2023 r. udział ten wynosił 97,3 proc. (329+71). Zmieniły się również relacje w grupie spółek kapitałowych pomiędzy spółkami akcyjnymi, a spółkami z ograniczoną odpowiedzialnością. W 2002 r. liczba koncesjonowanych podmiotów prowadzących działalność gospodarczą w formie spółek z ograniczoną odpowiedzialnością wynosiła 462 (na 849 podmiotów ogółem, co stanowiło 54,4 proc.), zaś podmiotów prowadzących działalność gospodarczą w formie spółek akcyjnych było 222 (na 849 podmiotów ogółem, co stanowiło 26,1 proc.). W roku 2021 wielkości te wynosiły odpowiednio: 317 (na 407 ogółem, co stanowiło 77,9 proc.) i 74 (18,2 proc. z ogółu). W 2022 r. spółek z o.o. było 317 (na 405 ogółem, co stanowiło 78,3 proc.) i 72 spółki akcyjne (17,8 proc. z ogółu), zaś w 2023 r. liczba spółek z o.o. wzrosła do 329 (80 proc.) przy 71 spółkach akcyjnych (17,3 proc.). Udział spółek akcyjnych zmniejszył się od 2002 r. o blisko 9 punktów procentowych, natomiast udział spółek z ograniczoną odpowiedzialnością wzrósł o ponad 25 punktów procentowych.

Potencjał ciepłownictwa

Koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze dysponują zróżnicowaną i rozdrobnioną infrastrukturą techniczną określaną przez dwie podstawowe wielkości, tj. zainstalowaną moc cieplną oraz długość sieci ciepłowniczej. Przedsiębiorstwa wytwarzały ciepło w źródłach różnej wielkości z przewagą ilościową źródeł małych do 50 MW (192 przedsiębiorstwa). W roku 2023 zwiększyła się z ośmiu do dziewięciu liczba koncesjonowanych przedsiębiorstw dysponujących mocą osiągalną swoich źródeł przekraczającą 1 000 MW każde, a ich łączna moc osiągalna stanowiła ok. 1/3 mocy osiągalnej wszystkich źródeł koncesjonowanych. Podmioty te działały również w obszarze wytwarzania energii elektrycznej. Koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze dysponowały w 2023 r. sieciami o łącznej długości 22 837,8 km (w 2022 r. ‒ 22 578,4 km), przy czym należy zaznaczyć, że wielkość ta obejmowała sieci ciepłownicze łączące źródła ciepła z węzłami cieplnymi oraz sieci niskoparametrowe – zewnętrzne instalacje odbiorcze. Spośród badanych przedsiębiorstw 53 z nich nie posiadało sieci, 271 dysponowało sieciami o długości powyżej 10 km, z tego 87 przedsiębiorstw dysponowało sieciami powyżej 50 km.

W okresie dwudziestu dwóch lat badań, długość sieci ciepłowniczych wzrosła z 17 312,5 km do 22 837,8 km. Długość sieci przypadająca na jedno przedsiębiorstwo (sieciowe) zwiększyła się z 23,81 km do 63,80 km. Wśród badanych przedsiębiorstw, zajmujących się w szczególności przesyłaniem i dystrybucją ciepła, znajduje się przedsiębiorstwo eksploatujące sieci ciepłownicze o łącznej długości 1 888,3 kilometrów.

Wielkością charakteryzującą potencjał sektora jest również zatrudnienie. W okresie od 2002 r. do 2023 r. przeciętne zatrudnienie ogółem spadło z 54 492 etatów do 26 349 etatów, przy redukcji przedsiębiorstw ciepłowniczych z poziomu 849 podmiotów do 411, które podały tę informację w sprawozdaniu. Należy jednak pamiętać, że jednym z głównych powodów spadku zatrudnienia jest zmniejszenie liczby podmiotów uczestniczących w badaniach Prezesa URE (ze względu na podwyższenie progu koncesyjnego część podmiotów została „wyjęta” spod obserwacji). Można jednak wskazać, że w 2002 r. na jednego zatrudnionego przypadało 7,76 TJ wyprodukowanego ogółem ciepła, w 2021 r. ‒ 13,9 TJ, w 2022 r. – 13,3 TJ, zaś w 2023 r. – 12,4 TJ. Zmniejszenie przeciętnego zatrudnienia spowodowane było także potrzebą racjonalizacji kosztów działalności.

Produkcja ciepła i zużycie paliw

W 2023 r. wytwarzanie ciepła wykazano w 3816 sprawozdaniach, co stanowi 92,7 proc. wszystkich sprawozdań przedsiębiorstw ciepłowniczych (411). Wytworzyły one łącznie z ciepłem odzyskanym w procesach technologicznych (odzysk ciepła) 376,6 tys. TJ ciepła, co oznacza spadek produkcji o 28,0 tys. TJ w stosunku do roku poprzedniego (404,66 tys. TJ).

Do odbiorców przyłączonych do sieci trafiło ostatecznie 216,4 tys. TJ ‒ po zaspokojeniu własnych potrzeb cieplnych przedsiębiorstw oraz uwzględnieniu strat podczas przesyłania.

W 2023 r. nastąpił również spadek produkcji ciepła w kogeneracji i o 8 TJ, czyli z 230,2 tys. TJ w 2022 r. do 221,4 tys. TJ w 2023 r., wynika również ze zmiany sposobu prezentacji danych dotyczących produkcji ciepła w elektrociepłowniach. W wyniku zmiany rozporządzenia taryfowego wyodrębniono produkcję ciepła w jednostkach kogeneracji, a dotychczas produkcja ciepła w elektrociepłowniach uwzględniała również kotły szczytowe.

Udział produkcji ciepła z kogeneracji w produkcji ciepła ogółem wynosił natomiast 64 proc. i pomimo spadku produkcji ciepła ogółem – wzrósł o blisko 2 punkty procentowe (z 62,1 proc. do 64 proc.). W 2023 r. nastąpił wzrost liczby przedsiębiorstw wytwarzających ciepło w kogeneracji ‒ ze 131 podmiotów do 140. Spośród 381 sprawozdań, w których wykazano wytwarzanie ciepła, w 140 z nich wykazano wytwarzanie ciepła w kogeneracji (36,7 proc.). W latach 2002‒2023, czyli po dwudziestu dwóch latach badań koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych można stwierdzić, że dywersyfikacja paliw zużywanych do produkcji ciepła postępuje, co prawda wolno, ale systematycznie. W dalszym ciągu celem nadrzędnym winien być zrównoważony i niezachwiany rozwój gospodarki.

Od 2002 r. udział paliw węglowych obniżył się o 25,1 proc., zaobserwowano również w miksie energetycznym niebagatelny wzrost udziału paliw gazowych i źródeł OZE o 415,2 proc łącznie, przy wzroście udziału OZE o 496,6 proc. i wzroście udziału paliw gazowych o 351,4 proc., co potwierdza sukcesywny, stopniowy kierunek zmian w modelu gospodarki energetycznej Polski, uwzględniający krajową specyfikę dostępnych paliw i poziom zaawansowania technologicznego systemów energetycznych w stosunku do krajów Europy Zachodniej.

Sprzedaż i ceny sprzedaży ciepła

W 2023 r. wolumen sprzedaży ciepła ogółem przez koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze (łącznie z odsprzedażą innym przedsiębiorstwom) wyniósł 335 430,34 TJ. Sprzedaż ciepła zakupionego (czysty obrót), stanowiąca część powyższego zbioru, ukształtowała się na poziomie 981,2 TJ.

W omawianym roku średnia cena ciepła sprzedawanego ze wszystkich koncesjonowanych źródeł wytwarzających ciepło wyniosła 104,65 zł/GJ (wzrost o 63,43 proc. w porównaniu z 2022 r., zaś w porównaniu z 2021 r. wzrost o 119,67 proc.), przy czym średnia cena ciepła sprzedawanego z koncesjonowanych źródeł wytwarzających ciepło bez kogeneracji wyniosła 125,52 zł/GJ (wzrost o 64,31 proc.), zaś średnia cena ciepła sprzedawanego z koncesjonowanych źródeł wytwarzających ciepło w kogeneracji wyniosła 93,14 zł/GJ (wzrost o 68,89 proc.).

Średnia cena ciepła sprzedawanego z koncesjonowanych źródeł wytwarzających ciepło bez kogeneracji we wszystkich województwach była wyższa od średniej ceny ciepła sprzedawanego z koncesjonowanych źródeł wytwarzających ciepło w kogeneracji.

Wysokość cen ciepła jest ściśle związana z rodzajem paliwa zużywanego w źródle do jego wytwarzania. W 2023 r., po znacznych wzrostach kosztu jednostkowego paliw kopalnych w 2022 r., zmiana kosztu jednostkowego w relacji do roku poprzedniego przyjęła wartości zarówno ujemne, jak i dodatnie. Świadczy to o zahamowaniu trendu wzrostowego i dążeniu rynku do stanu równowagi.

Średnia stawka opłaty za usługi przesyłowe ukształtowała się w 2023 r. na poziomie wyższym o 29,96 proc. niż w 2022 r. i wyniosła 29,20 zł/GJ. Najniższe średnie stawki stosowały przedsiębiorstwa w województwach: mazowieckim i łódzkim, natomiast najwyższe w województwach: pomorskim i lubuskim. W żadnym województwie nie nastąpił spadek średniej stawki opłaty za usługi przesyłowe. W pięciu województwach średnia stawka opłaty za usługi przesyłowe ukształtowała się poniżej średniej stawki w kraju (mazowieckie, łódzkie, dolnośląskie, warmińsko-mazurskie i zachodniopomorskie).

Dzięki mechanizmowi wsparcia, średnia cena wytwarzania ciepła została ograniczona do średniej ceny wytwarzania ciepła z rekompensatą, określonej odrębnie dla ciepła wytwarzanego w źródłach ciepła opalanych gazem ziemnym lub olejem opałowym oraz dla ciepła wytwarzanego w pozostałych źródłach.

Ponadto od 1 marca 2023 r. do 31 grudnia 2023 r. sprzedawcy ciepła mieli obowiązek obliczyć dla każdego systemu ciepłowniczego i każdej grupy taryfowej, maksymalną cenę dostawy ciepła, która nie mogła być wyższa niż obliczona cena dostawy ciepła na 30 września 2022 r. (jest to dzień przed wprowadzeniem mechanizmu średniej ceny wytwarzania ciepła z rekompensatą) powiększona o 40 proc. wzrostu (od 1 lipca 2024 r. powiększona o 46 proc. wzrostu, a od 1 stycznia 2025 r. o 52 proc. wzrostu) i zastosować najniższą cenę dla danego systemu.

Sprzedawcom ciepła stosującym maksymalną cenę dostawy ciepła wobec odbiorców uprawnionych przysługuje z tego tytułu wyrównanie w kwocie stanowiącej iloczyn różnicy między ceną dostawy ciepła wynikającą ze stosowanej taryfy tego przedsiębiorstwa i ceną wynikającą ze stosowania cen i stawek opłat wobec tych odbiorców oraz ilości sprzedanego ciepła tym odbiorcom, w danym miesięcznym okresie rozliczeniowym, powiększony o podatek od towarów i usług. Podmiotami wypłacającymi wyrównania z tego tytułu przedsiębiorstwom energetycznym są Zarządca Rozliczeń S.A. dla przedsiębiorstw posiadających koncesje lub wójt, burmistrz albo prezydent miasta, właściwy ze względu na miejsce siedziby podmiotu uprawnionego prowadzącego działalność niekoncesjonowaną. W ten sposób wzrost cen dostarczania ciepła do odbiorców na cele mieszkaniowe i użyteczności publicznej uległ ograniczeniu do ustalonego poziomu.

Sytuacja ekonomiczna

Na kształtowanie poziomu przychodów osiąganych przez przedsiębiorstwa ciepłownicze, które z kolei kształtują średnie ceny ciepła, zasadniczy wpływ mają zmiany kosztów (przede wszystkim zmiennych) działalności koncesjonowanej, wielkość sprzedaży ciepła, która zależy przede wszystkim od potrzeb cieplnych odbiorców, rodzaju paliwa zużywanego w źródle, poziomu cen uprawnień do emisji dwutlenku węgla oraz zakresu usług świadczonych odbiorcom.

Rok 2023 po raz kolejny charakteryzował się wzrostem kosztów zarówno ogółem z działalności ciepłowniczej (o 32,92 proc.), jak i kosztów prowadzenia działalności ciepłowniczej koncesjonowanej (o 32,84 proc.).

Do wzrostu kosztów działalności przedsiębiorstw ciepłowniczych w 2023 r. przyczynił się głównie wzrost kosztów uprawnień do emisji CO2 (jak to ma miejsce od początku funkcjonowania systemu ETS), kosztów inwestycji związanych z wymaganiami ochrony klimatu do roku 2050 przyjętymi przez Unię Europejską (część przedsiębiorstw już podejmuje działania modernizacyjne swojej infrastruktury wytwórczej i sieciowej) oraz destabilizacja na rynku paliw będąca pochodną kolejnego roku wojny w Ukrainie, nałożonych na Federację Rosyjską sankcji oraz zmiany kierunku paliw importowanych do Polski. Konsekwencją powyższego był również wzrost kosztów zakupu energii elektrycznej.

W Polsce rok 2023 był kolejnym rokiem wysokich cen CO2, co w związku z ich bezpośrednim przełożeniem na ceny energii elektrycznej i ciepła, coraz bardziej podkreśla konieczność planowania nowych inwestycji w redukcję emisji, modernizacji, czy też zmiany sposobu wytwarzania w poszczególnych źródłach, co z kolei wiąże się z koniecznością poniesienia dużych nakładów finansowych.

Działania regulatora podejmowane w odpowiedzi na problemy sektora

Ceny z wytwarzania ciepła w takich jednostkach są kształtowane metodą uproszczoną, na podstawie średnich cen wytwarzania ciepła w jednostkach niekogeneracyjnych opalanych tym samym rodzajem paliwa, w poprzednim roku kalendarzowym oraz wskaźników referencyjnych dla poszczególnych rodzajów paliw.

Szczególne problemy finansowe miały przedsiębiorstwa energetyczne, które zrealizowały inwestycje w jednostki kogeneracji dużej mocy zarówno cieplnej, jak i elektrycznej opalane gazem ziemnym (który, co do zasady, ma być paliwem przejściowym).

Istotny wpływ na kształtowanie polityki energetycznej Polski i bezpośrednio na koncesjonowaną działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania ciepła i energii elektrycznej, miał atak Federacji Rosyjskiej na Ukrainę. Już w ostatnich miesiącach 2021 r. zaobserwowano wzrost cen paliw (w szczególności gazu ziemnego i węgla kamiennego), który spowodował zmiany (podwyżki) opłat ustalanych dla odbiorców w taryfach dla ciepła „metodą kosztową”. Ze względu na sytuację międzynarodową, 29 marca 2022 r. Rada Ministrów przyjęła założenia do aktualizacji „Polityki energetycznej państwa do roku 2040”, których jako główny cel działań wskazano wzmocnienie bezpieczeństwa i niezależności energetycznej Polski poprzez odcięcie się od dostaw surowców energetycznych z Rosji, dywersyfikację dostaw surowców oraz rozbudowę mocy opartych o źródła krajowe, w tym rozwój OZE, wdrożenie energetyki jądrowej, poprawę efektywności energetycznej, zapewnienie alternatywy dla ropy naftowej i gazu ziemnego. Jako zadanie priorytetowe określono działania wzmacniające rozwój sieci elektroenergetycznych i magazynowania energii, jednocześnie w sytuacji niepewności na rynku gazu ziemnego przewidziano okresowe zwiększenie wykorzystania jednostek węglowych. Przewidziano również, że Polska będzie podejmować wysiłki negocjacyjne w celu reformy mechanizmów polityki klimatycznej Unii Europejskiej, aby umożliwić przeprowadzanie transformacji energetycznej, zmierzając do realizacji celów UE, przy uwzględnieniu czasowego zwiększonego wykorzystania konwencjonalnych mocy wytwórczych.

Zapewnienie odpowiedniego poziomu przychodów z wytwarzania ciepła w jednostkach kogeneracji było szczególnie istotne dla zachowania bezpieczeństwa dostaw ciepła do odbiorców w warunkach dynamicznych zmian kosztów podstawowych czynników tej produkcji, tj. w szczególności paliwa i uprawnień do emisji dwutlenku węgla. W wyniku opisanych zmian przepisów prawa, przychody z wytwarzania ciepła w jednostkach kogeneracji, dla których taryfy dla ciepła są kształtowane w sposób uproszczony, zaczęły korelować z ponoszonymi kosztami wytwarzania ciepła w tych jednostkach.

Prezes URE 31 marca 2023 r. opublikował Informację nr 18/2023, w której wskazał średnie ceny sprzedaży ciepła wytworzonego w 2022 r. w należących do przedsiębiorstw posiadających koncesje jednostkach wytwórczych niebędących jednostkami kogeneracji. Ceny te wynosiły odpowiednio dla źródeł:

• opalanych paliwami węglowymi: 74,67 zł/GJ,
• opalanych olejem opałowym: 82,72 zł/GJ,
• opalanych paliwami gazowymi: 94,91 zł/GJ,
• stanowiących odnawialne źródła energii: 65,31 zł/GJ.

W okresie dwudziestu dwóch lat badań przedsiębiorstw ciepłowniczych korzystnie zmieniły się wskaźniki techniczne. W tym okresie wzrosła sprawność wytwarzania (o 4,6 proc.), natomiast sprawność przesyłania kształtowała się na lekko niższym poziomie (spadek o 2,4 proc.). Na podkreślenie zasługuje znaczący spadek poziomu emisji szkodliwych substancji do atmosfery, głównie pyłów (o 92,5 proc.), dwutlenku siarki (o 83,1 proc.), tlenków azotu (o 65,4 proc.), zaś emisja CO2 obniżyła się o ok. 18,7 proc.

Istotnym wskaźnikiem w grupie wskaźników ekonomicznych, z którym silnie koreluje efektywność funkcjonowania przedsiębiorstw ciepłowniczych, jest średnia cena jednoskładnikowa ciepła. Cena ta uwzględnia cały wolumen sprzedawanego ciepła wykazany przez wszystkie badane przedsiębiorstwa ciepłownicze, który obejmuje zarówno ciepło pochodzące z produkcji własnej, jak i z zakupu oraz odpowiadającą mu wielkość przychodów ze sprzedaży.

Średnia cena jednoskładnikowa ciepła w 2023 r. wyniosła 104,65 zł/GJ i była wyższa w odniesieniu do roku poprzedniego o 63,4 proc. Rok 2023 przyniósł również zmiany wskaźników finansowych – o ile całkowite zadłużenie r/r pozostało na prawie niezmienionym poziomie, to płynność finansowa zwiększyła się o 4,5 proc.

Mając na uwadze już stosunkowo wysoką średnią cenę ciepła i jej istotny wzrost w ostatnim okresie, przy wsparciu części opłat odbiorców z budżetu państwa, poziom dekapitalizacji majątku ciepłowniczego, mierzony wskaźnikiem dekapitalizacji majątku trwałego, który w 2023 r. osiągnął wartość 51 proc. wobec 50,5 proc. w 2022 r., a także wyzwania inwestycyjne związane z realizacją polityki klimatycznej UE, istnieje bezwzględna konieczność poszukiwania przez przedsiębiorstwa zewnętrznych źródeł finansowania inwestycji z dotacji, niskooprocentowanych pożyczek z instytucji UE, budżetu państwa, czy banków komercyjnych oraz środków z innych zewnętrznych (pozataryfowych) źródeł.