Urząd Regulacji Energetyki w najnowszym sprawozdaniu „Energetyka cieplna w liczbach” za 2024 r. podkreśla, że mimo stabilizacji na rynku paliw dla ciepłownictwa systemowego stale następuje spadek zapotrzebowania na ciepło.
Sektor stoi przed wyzwaniami związanymi z transformacją, choć widać stopniową zmianę miksu energetycznego i potencjał współpracy z elektroenergetyką. To właśnie elektryfikacja ciepłownictwa ma być szansą na dalsze istnienie ciepłownictwa w wielu lokalizacjach, a większe spółki energetyczne mają własne plany dotyczące transformacji.
Cenowa stabilizacja
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 proc., do 322,5 tys. TJ, osiągając kolejny rekordowo niski poziom. Pomimo to w 2024 r. wzrosła długość sieci ciepłowniczych należących do przedsiębiorstw koncesjonowanych – z 22 837,8 km do 23 016,54 km.
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 2024 r. zmniejszyły się 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. Konieczność zakupu uprawnień jest wciąż istotnym obciążeniem dla przedsiębiorstw ciepłowniczych.
Czytaj więcej
Najszybciej drogę odchodzenia od węgla może pokonać Tauron. PGE dłużej będzie stabilizowała dosta...
Jak wylicza URE, średnia cena ciepła sprzedawanego ze wszystkich koncesjonowanych źródeł wyniosła 105,74 zł/GJ, co oznacza wzrost o nieco ponad 1 proc. wobec 2023 r. Natomiast średnia cena ciepła sprzedawanego z koncesjonowanych źródeł wytwarzających ciepło bez kogeneracji wyniosła 116,63 zł/GJ (spadek o nieco ponad 7 proc.), a średnia cena ciepła sprzedawanego z koncesjonowanych źródeł wytwarzających ciepło w kogeneracji wyniosła 99,66 zł/GJ (wzrost o 7 proc). Średnia stawka opłaty za usługi przesyłowe ukształtowała się w 2024 r. na poziomie wyższym o 8,8 proc. niż w 2023 r. i wyniosła 31,76 zł/GJ. Odbiorcy nie odczuli wzrostu kosztów ciepła systemowego ze względu na „mrożenie” cen.
Poprawa kondycji finansowej
W 2024 r. rentowność brutto sektora ciepłowniczego ogółem wyniosła -0,49 proc., co jest wynikiem zdecydowanie lepszym niż rok wcześniej (-9,5 proc.). Źródła ciepła bez kogeneracji osiągnęły dodatnią rentowność w wysokości 5,07 proc. Kogeneracja zanotowała natomiast rentowność brutto na poziomie -3,67 proc.
W 2024 r. o 6 proc. spadły jednak nakłady inwestycyjne w ciepłownictwie. W ubiegłym roku wyniosły one 4,66 mld zł, podczas gdy w 2023 r. było to 4,96 mld zł. W 2024 r. nastąpił spadek wykorzystania węgla w ciepłownictwie – odpowiadał on za 57,4 proc. całej wyprodukowanej przez sektor energii (w stosunku do 61,2 proc. rok wcześniej). Warto dodać, że w latach 2022–2024 zużycie węgla kamiennego i brunatnego spadło w ciepłownictwie o 24,3 pkt proc. Nieznacznie wzrósł udział odnawialnych źródeł energii – z 14,4 proc. w 2023 r. do 14,7 proc. w 2024 r. Wyraźniejszy przyrost widoczny jest w wykorzystaniu źródeł gazowych, których udział wzrósł z 13 proc. do 15,2 proc.
Zamienić OZE w ciepło
Duże firmy, które mają możliwości inwestycyjne, zwiększają wydatki. Tak więc Veolia w Polsce wdraża rozwiązania, które mają wspierać rozwój transformacji energetycznej. W Łodzi, w ramach programu „Nowa energia dla Łodzi”, instalowane są kotły elektrodowe i pompy ciepła, które pozwolą wykorzystać nadwyżki energii z OZE z Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Choć nadwyżki energii z OZE występują głównie latem – poza sezonem grzewczym – ich wykorzystanie w ciepłownictwie jest możliwe dzięki technologiom magazynowania ciepła. – Co więcej, rosnąca zmienność cen energii oraz rozwój dynamicznych taryf sprzyjają opłacalności takich inwestycji, umożliwiając lepsze dopasowanie produkcji i zużycia energii do warunków rynkowych – wskazuje Veolia.
Są dwa główne typy magazynów ciepła: krótkoterminowe, wykorzystywane w cyklu dobowym, oraz sezonowe. Obiecujące są rozwiązania długoterminowe, które mogą pozwolić na gromadzenie energii latem i jej wykorzystanie zimą, co znacząco zwiększa efektywność systemów ciepłowniczych. Nadwyżki energii elektrycznej z OZE mogą zasilać pompy ciepła, które latem ładują magazyny ciepła, umożliwiając ich wykorzystanie w sezonie grzewczym.
Veolia prowadzi także transformację systemu ciepłowniczego w Modlinie, gdzie powstaje sezonowy magazyn ciepła o pojemności 200 m sześc.
Podstawowym zamiennikiem węgla jest jednak wciąż gaz. W Poznaniu nowe bloki gazowe projektowane są z myślą o integracji z technologiami Power-to-Heat i magazynami ciepła. Z kolei w Warszawie Veolia realizuje model węzeł hybrydowy „Prosument ciepła”, który umożliwia mieszkańcom nie tylko pobór, ale i sprzedaż nadmiarowego ciepła do sieci. – Każdy z tych projektów pokazuje, że transformacja energetyczna może być skutecznie realizowana lokalnie – z wykorzystaniem dostępnych technologii i z realnymi korzyściami dla mieszkańców oraz samorządów – wskazuje spółka.
Czytaj więcej
Transformacja energetyczna i rosnący udział OZE będą wymuszać zmianę modelu rynku i taryf.
Swoje plany oparte m.in. na gazie ma także Polska Grupa Energetyczna. Jak mówi nam Grzegorz Krystek, prezes PGE Energia Ciepła, transformacja lokalnego ciepłownictwa to jedno z najważniejszych wyzwań stojących przed polskimi miastami. – Odpowiedzialność za ten proces spoczywa na samorządach lokalnych, wytwórcach ciepła, operatorach sieci ciepłowniczych – dystrybutorach, którzy muszą modernizować infrastrukturę, aby umożliwić odbiór ciepła z nowoczesnych, niskoemisyjnych źródeł. Skuteczna transformacja wymaga ścisłej współpracy wszystkich uczestników rynku ciepła – wskazuje prezes, który podkreśla gotowość wzięcia odpowiedzialność za transformację całego systemu – zarówno poprzez dekarbonizację źródeł wytwórczych, jak i dokapitalizowanie oraz modernizację sieci ciepłowniczych, które w większości miast należą obecnie do spółek komunalnych.
– W procesie transformacji proponujemy model współpracy, w którym samorząd pełni funkcję koordynatora i integratora lokalnego rynku – mówi Krystek. Jako przykład podaje Szczecin. Powołano tam zespół roboczy ds. dekarbonizacji pod przewodnictwem prezydenta miasta. – Miasto pełni funkcję arbitra i nadzorcy prac poprzez pełnomocnika ds. dekarbonizacji. Uzgodniono wspólną wizję rynku ciepła, opartą na analizach techniczno-ekonomicznych i godzinowych krzywych zapotrzebowania, przygotowanych przez lokalnego dystrybutora. Na tej podstawie optymalnie wpisano urządzenia wytwórcze w system, uwzględniając ich sprawność i koszty wytwarzania oraz rolę partycypacji do statusu systemu efektywnego – wymienia Krystek i dodaje, że kluczowe w procesie organizacji przy transformacji szczecińskiego sytemu było także zabezpieczenie dostępności energii elektrycznej, biomasy i innych źródeł.
– Także akceptacja koncepcji wymienności funkcji urządzeń w systemie pozwoliła na elastyczne zarządzanie kosztami wytwarzania. Całość prac nadzorowana jest przez komitety sterujące, a ich efekty zabezpieczane są w formie długoterminowych umów – mówi prezes PGE EC i wskazuje, że takie podejście okazało się skuteczne w przypadku Szczecina, ale nie na każdym rynku taka współpraca występuje z racji różnej świadomości, potrzeb i celów uczestników tego procesu. Dlatego też – zdaniem naszego rozmówcy – zasadne jest stworzenie przejrzystych regulacji, które jasno określą sposób prowadzenia prac nad dekarbonizacją miejskich systemów ciepłowniczych oraz role poszczególnych uczestników tego procesu.
Transformacja energetyczna w Polsce znajduje się w przełomowym momencie. Z roku na rok przybywa instalacji OZE, a ich udział w krajowym miksie energetycznym dynamicznie rośnie. Niestety, system elektroenergetyczny nie nadąża za boomem inwestycyjnym. W 2024 r. operatorzy sieci wydali blisko 8 tys. odmów przyłączenia nowych źródeł odnawialnych, głównie elektrowni fotowoltaicznych. Co więcej, wydane warunki przyłączenia już teraz czterokrotnie przekraczają realne możliwości przesyłowe systemu, który nie został przystosowany do tak dynamicznego wzrostu mocy z OZE. W efekcie rośnie skala niewykorzystanego potencjału – energii, która mogłaby zasilać gospodarkę, a dziś jest tracona.
Rozwiązaniem dla tego systemowego problemu może być integracja OZE z systemami ciepłowniczymi. Technologie, takie jak kotły elektrodowe czy pompy ciepła, pozwalają na zagospodarowanie nadwyżek energii elektrycznej, a magazyny ciepła umożliwiają jej efektywne wykorzystanie w czasie. Kluczową rolę odgrywa tu technologia Power-to-Heat, która pozwala przekształcać nadmiarową energię elektryczną z OZE w ciepło, a w połączeniu z magazynami ciepła pozwala przesuwać zużycie energii, stabilizując system elektroenergetyczny i ograniczając ryzyko blackoutów. Obecnie szacuje się, że około 1 proc. dostarczanego ciepła mogłoby pochodzić z redysponowanej energii OZE. Ten potencjał nie jest obecnie wykorzystywany. Redysponowana energia OZE to utracona energia odnawialna, której nie mógł przyjąć polski system elektroenergetyczny. Jej wartość w 2024 r. to aż 260 mln zł. Ta tania energia elektryczna mogłaby być zakumulowana w cieple.
Aby możliwe było pełne wykorzystanie potencjału integracji sektora elektroenergetycznego i ciepłowniczego, konieczne są odpowiednie regulacje. Nadzieję budzi decyzja ministra energii o powołaniu zespołu ds. transformacji ciepłownictwa. Veolia liczy na konkretne efekty. Kluczowe jest formalne uznanie, że ciepło z OZE w technologii Power-to-Heat to „zielone ciepło”. Uregulowanie jego statusu umożliwiłoby dostęp do systemów wsparcia i preferencji inwestycyjnych. Ważne jest też zapewnienie mocy przyłączeniowych dla instalacji Power-to-Heat, które – podobnie jak farmy PV czy wiatrowe – potrzebują stabilnego dostępu do sieci. Potrzebny jest także mechanizm wynagradzający ciepłownie za rolę odbiorcy elastycznego, wspierającego bilansowanie systemu i ograniczającego redysponowanie energii elektrycznej z OZE. Uzupełnieniem tych działań powinno być dostosowanie modelu taryfowania cen ciepła, by umożliwić korzystanie z taniej energii elektrycznej w okresach nadpodaży spowodowanych nadprodukcją energii odnawialnej. Wszystkie te działania są spójne z naszą strategią komunikacyjną „Głos ReGeneracji”, w ramach której Veolia wspiera dialog o przyszłości energetycznej Polski. Oddajemy głos miastom, mieszkańcom i partnerom, pokazując, że regeneracja zasobów, integracja sektorów i lokalne innowacje to klucz do bezpiecznej, zrównoważonej przyszłości.
