Czy w związku z konfliktem na Bliskim Wschodzie istnieje zagrożenie, że polskie ciepło oparte na węglu i coraz mocniej na gazie zdrożeje przed najbliższym sezonem grzewczym?
PGE Energia Ciepła rzeczywiście w coraz większym stopniu wykorzystuje gaz jako paliwo do produkcji ciepła – obecnie odpowiada on za około 25 proc. naszej produkcji. Jednocześnie polityka zakupów surowców, zarówno węgla, jak i gazu, prowadzona jest na poziomie całej grupy PGE. Pozwala to na efektywne zarządzanie ryzykiem cen oraz dywersyfikację kierunków dostaw.
Realizujemy długofalową strategię zakupów, której celem jest ograniczenie wpływu krótkoterminowych wahań cen surowców na koszty działalności, a tym samym na ceny dla odbiorców.
Czyli będzie to miało wpływ na następny sezon grzewczy od października?
Wpływ czynników zewnętrznych na ceny ciepła ma zazwyczaj charakter pośredni i rozłożony w czasie. Wynika to z regulowanego charakteru rynku – taryfy zatwierdza Urząd Regulacji Energetyki (URE) na podstawie kosztów ponoszonych przez przedsiębiorstwa, w tym cen paliw. W praktyce oznacza to, że krótkoterminowe wahania cen nie przekładają się bezpośrednio na rachunki odbiorców, lecz są stopniowo uwzględniane w procesie taryfowym, który opiera się na analizie kosztów i warunków rynkowych, przy jednoczesnym ograniczaniu gwałtownych zmian cen.
O ile kwestia podaży gazu nie jest problemem, to czy jego cena może być czynnikiem ryzyka?
Notowania giełdowe tzw. „błękitnego paliwa” nie wskazują dziś na trwały wzrost wynikający z pojedynczych czynników rynkowych. Dodatkowo jesteśmy zabezpieczeni kontraktowo na rynku terminowym, co ogranicza wpływ krótkoterminowych wahań cen.
Warto też podkreślić, że w ostatnich latach znacząco rozbudowano infrastrukturę gazową w Polsce, co zwiększa bezpieczeństwo dostaw. Nawet w okresach wysokiego zapotrzebowania, jak w sezonie zimowym 2025/2026, system działał stabilnie i bez ograniczeń.
A czy elektrociepłownie są odporne na zmienne ceny gazu?
W pewnym zakresie tak, ale kluczowa jest tu nie tylko polityka zakupów, lecz także transformacja technologiczna.
Zabezpieczenia na rynku terminowym stabilizują koszty w krótkim okresie, natomiast w dłuższym horyzoncie ograniczamy wrażliwość na ceny gazu poprzez dywersyfikację źródeł wytwarzania i realizację programu dekarbonizacji. W części lokalizacji całkowicie odeszliśmy już od węgla, a w pozostałych rozwijamy nowe, niskoemisyjne technologie.
W Gdańsku uruchomiliśmy kotły elektrodowe, rozwijamy pompy ciepła oraz magazyny ciepła – zarówno dobowe, jak i , w perspektywie, sezonowe. To element tzw. sector coupling, czyli integracji systemu elektroenergetycznego i ciepłowniczego, który w przyszłości pozwoli ograniczać wpływ cen paliw na koszty wytwarzania.
Dlaczego nie widzimy tego jeszcze w rachunkach za ciepło?
To wciąż niewielka skala. Jednocześnie wyzwaniem pozostaje rozwój magazynów ciepła, które są niezbędne, aby realnie wykorzystać tanie nadwyżki energii i przełożyć je na stabilizację cen dla odbiorców. W Polsce cały czas ciepło wytwarzane z energii elektrycznej z OZE w kotłach elektrodowych nie jest kwalifikowane jako „zielone” w systemie regulacyjnym. To istotna bariera legislacyjna.
Te kwestie podlegają Ministerstwu Klimatu i Środowiska. Dlaczego nie ma na to zgody resortu?
To bardziej pytanie do resortu. Ciepło z nadwyżek OZE, produkowane w kotłach elektrodowych, mogłoby obniżać rachunki, szczególnie w obszarze ciepłej wody użytkowej. W systemie elektroenergetycznym coraz częściej występują okresy nadpodaży energii z OZE, które bez odpowiednich mechanizmów są niewykorzystywane.
Jako sektor mamy techniczne możliwości jej zagospodarowania, ale potrzebne są regulacje umożliwiające jej magazynowanie i wykorzystanie w czasie szczytów zapotrzebowania na ciepło.
To w jaki sposób „zazielenić” system bez wyższych cen dla odbiorców?
Nasze źródła zlokalizowane są głównie w dużych miastach, a w największych aglomeracjach nie jesteśmy właścicielami sieci dystrybucyjnych. Aby system ciepłowniczy był efektywny (w rozumieniu unijnym), udział OZE i źródeł niskoemisyjnych musi rosnąć. Dzięki naszym inwestycjom w źródła nisko- i zeroemisyjne, możliwe jest nie tylko spełnienie wymogów efektywnego systemu, ale również dostęp do finansowania publicznego.
Grupa PGE daje nam istotne wsparcie, bo jesteśmy dużym podmiotem, ale jest mnóstwo przedsiębiorstw ciepłowniczych, które albo nie mają szans na finansowanie swojej dekarbonizacji, albo ich potencjał finansowy jest ograniczony i muszą te wyższe koszty inwestycji przerzucić na odbiorców.
Jakie są plany dla ciepłowniczej spółki zależnej od PGE – Zespołu Elektrociepłowni Wrocławskich Kogeneracja?
Spółka pozostaje ważnym elementem strategii grupy PGE. Planowana jest tam dalsza realizacja inwestycji dekarbonizacyjnych. Po projekcie EC Czechnica 2 planowane są kolejne inwestycje we Wrocławiu – EC Wrocław i EC Zawidawie. Program dekarbonizacji jest przygotowany, ale wymaga jeszcze uzgodnień z dystrybutorem ciepła i władzami miasta.
Czy zapowiedzi dotyczące złagodzenia kosztów systemu EU ETS to dobra informacja dla ciepłownictwa?
To dla nas dobra wiadomość, ponieważ może dać nam więcej czasu na realizację procesu dekarbonizacji. W dużych miastach nadal posiadamy aktywa węglowe, natomiast w mniejszych ośrodkach już ich nie ma. W największych aglomeracjach planujemy odejście od produkcji ciepła z węgla w perspektywie czterech lat. Dla nas największym ryzykiem nie jest dziś sama liczba darmowych uprawnień do emisji CO₂, a zmienność i poziom cen uprawnień, które musimy kupować.
Czyli działania, które doprowadzą do stabilizacji lub też obniżenia cen są dla was wskazane?
Tak, ale nie jest to dla nas czynnik decydujący o przyszłości spółki, ponieważ to wyzwanie zostało już uwzględnione w naszych projektach oraz planach dekarbonizacji. Jednocześnie udział węgla w naszym miksie systematycznie maleje i docelowo w 2030 r. – a więc już w niedalekiej perspektywie – węgla w naszej produkcji ciepła nie będzie. Niewykluczone, że plany te ulegną niewielkim korektom w kontekście rewizji całego systemu EU ETS oraz trwającej dyskusji dotyczącej rynku mocy.
Co dziś jest kluczowe dla powodzenia transformacji ciepłownictwa?
Kluczowe jest dziś praktyczne wdrożenie rozwiązań, które już mamy na stole – przede wszystkim w zakresie wykorzystania nadwyżek energii z OZE w ciepłownictwie oraz rozwoju magazynów ciepła. Równie ważne jest zapewnienie stabilnych i dobrze ukierunkowanych systemów wsparcia, które umożliwią realizację tych inwestycji w odpowiedniej skali. To właśnie te elementy mogą w najbliższych latach najszybciej przełożyć się na większą elastyczność systemu i ograniczenie presji kosztów, a w konsekwencji – na bardziej stabilne ceny dla odbiorców.
