C iepłownictwo/District heating

Priorytety likwidacji barier prawnych

wenergetycznej transformacji ciepłownictwa

wocenie branży ciepłowników

iprzedstawicieli regulatora

Priorities for eliminating legal barriers in the energy transformation of heating

in the assessment of the heating industry and representatives of the regulator

MAŁGORZATA NIESTĘPSKA

DOI 10.36119/15.2025.4.1

Dr inż. Małgorzata Niestępska https://orcid.org/0000-0001-9410-8618 ‒ PANS im. I. Mościckiego wCiechanowie.

Adres do korespondencji/ Corresponding: m.niestepska@elektrocieplowniaciechanow.pl

Wlutym 2025r. przedstawiciele branży ciepłowniczej oraz URE spotkali się wLublinie na XIV Konferencji Rynek Cie-

pła Systemowego zorganizowanej przez Izbę Gospodarczą Ciepłownictwo Polskie iwspólnie uczestniczyli

wwarsztatach pn. Priorytety likwidacji barier prawnych wenergetycznej transformacji ciepłownictwa. Celem warsz-

tatów było ustalenie najpilniejszych, zmian wobowiązującym prawie tworzących bariery dla realizacji inwestycji

wtransformację systemów ciepłowniczych oraz mających negatywny wpływ na ekonomiczną sytuację branży.

Wtransformacji istotne są efekty gwarantujące przyszłość branży działającej na rynku konkurencji substytucyjnej tj.

akceptowalna, stabilna długookresowo cena ciepła, bezpieczeństwo mierzone niezawodnością dostaw co nieroz-

łącznie wiąże się zbezpieczeństwem ekonomicznym przedsiębiorstw. Warsztaty miały na celu odwiedź na pytanie:

Czy kierunki wytyczane przez prawo unijne oraz trendy wskazywane wprzestrzeni medialnej tj. maksymalizacja

wytwarzania energii zOZE, neutralność klimatyczna ielektryfikacja, zapewnią branży te efekty? Podczas warsztatów

ciepłownicy dyskutowali ioceniali te ważne kwestie mając świadomość niepewności iryzyk współczesnego funkcjo-

nowania oraz wagę podejmowanych aktualnie decyzji okierunku iefektach inwestycji. Wramach trzech części

warsztatowych przeprowadzono badania zudziałem reprezentujących branżę 39 uczestników wykorzystując narzę-

dzia badawcze tj. ankieta iburza mózgów. Wramach badania ankietowego mającego na celu wskazanie barier

prawnych analizowane były dwa podstawowe aspekty działalności ciepłowniczej: ekonomiczny oraz technologiczny.

Zwyników badań wyłania się wizja przyszłości ciepła systemowego wświetle serii kryzysów ostatnich lat, które

wstrząsnęły rynkami energetycznymi oraz wymusiły konieczność rewizji polityk inowe spojrzenie na kwestię bezpie-

czeństwa energetycznego. Wyniki przeprowadzonych badań stanowią materiał, który porządkuje priorytety likwi-

dacji barier prawnych imoże stanowić założenia koncepcji poprawy bezpieczeństwa ekonomicznego przedsię-

biorstw. Krytyczne spojrzenie na realia transformacji waspekcie technologicznym oraz ekonomicznym izainicjowa-

nie likwidacji barier transformacji wakceptowalnych iuznanych za realne kierunkach dopełniając się, powinny

pozwolić na uzyskanie efektu „antykruchości” branży wobliczu kryzysów geopolitycznych izmian klimatycznych.

Słowa kluczowe: ciepło systemowe, wytwarzanie ciepła, prawo energetyczne

In February 2025, representatives of the heating industry and URE met in Lublin at the 14th District Heating Market

Conference organized by the Polish Heating Chamber of Commerce and jointly participated in workshops entitled

"Priorities for eliminating legal barriers in the energy transformation of heating". The aim of the workshops was to

determine the most urgent, in the opinion of the industry, changes in the applicable law creating barriers to the

implementation of investments in the transformation of heating systems and having anegative impact on the economic

situation of the industry. In the transformation, the effects that guarantee the future of the industry operating on the market

of substitution competition are important, i.e. an acceptable, long-term stable heat price, security measured by the

reliability of supplies, which is inextricably linked to the economic security of enterprises. The aim of the workshops was to

address the question: Do the directions set by EU law and trends indicated in the media, i.e. maximization of energy

generation from RES, climate neutrality and electrification provide the industry with these effects? During the workshops

heating representatives discussed and assessed these important issues, being aware of the uncertainty and risks of

contemporary functioning and the importance of decisions currently being made about the direction and effects of

investments. As part of the three workshop parts, research was conducted with the presense of 39 participants

4/2025 www.informacjainstal.com.pl

Księga4_25.indb 12Księga4_25.indb 12 15.04.2025 17:27:4715.04.2025 17:27:47

www.informacjainstal.com.pl

4/2025

Ciepłownictwo

Wstęp

Podczas XIV Konferencji Rynek Ciepła

Systemowego zorganizowanej przez Izbę

Gospodarczą Ciepłownictwo Polskie

w lutym 2025 r. przedstawiciele branży

ciepłowniczej oraz URE spotkali się, aby

wspólnie uczestniczyć wwarsztatach pn.

Priorytety likwidacji barier prawnych

wenergetycznej transformacji ciepłownic-

twa. Celem warsztatów było ustalenie

najpilniejszych, według branży, zmian

wobowiązującym prawie mających aktu-

alnie negatywny wpływ zarówno na bie-

żącą działalność jak imożliwości transfor-

macji na efektywne systemy ciepłownicze.

Transformacja ciepłownictwa wymaga

nakładów, które PTEC oszacowało

wswoim raporcie na ok. 299 mld zł do

466 mld zł

. Tymczasem wyniki przedsię-

biorstw za ostatnie lata są ujemne. Pomi-

mo sukcesywnych icelowych zmian roz-

porządzenia taryfowego oraz praktyki

regulacyjnej zmierzającej do poprawy

sytuacji, zwłaszcza dla kogeneracji.

Ceny wytwarzania ciepła dla jednostek

kogeneracji kalkulowane są metodą

uproszczoną na podstawie średnich cen

wytwarzania ciepła w jednostkach nieko-

generacyjnych opalanych tym samym ro-

dzajem paliwa wpoprzednim roku kalen-

darzowym oraz wskaźników referencyj-

nych dla poszczególnych rodzajów paliw.

Cena gazu ziemnego w ostatnich latach

w efekcie inwazji Rosji na Ukrainę rosła

dynamicznie nawet dziesięciokrotnie wpo-

równaniu zcenami sprzed 2021 r. Proble-

mem, który zauważa Prezes URE stwier-

dzając, że: ”Brak możliwości dynamicznej

zmiany cen ciepła z takich jednostek, po

zmianie kosztów paliwa lub uprawnień do

emisji dwutlenku węgla, powodował często

czasowe wyłączenia takich jednostek –

o ile przedsiębiorstwo miało możliwość

wykorzystania innych źródeł ciepła (wtym

szczytowych) opalanych nieco tańszym

paliwem np. miałem węgla kamiennego”

idalej zauważa, że „Należy podkreślić, że

pomimo wielu zmian rozporządzenia tary-

fowego, uproszczony model regulacji ma-

jący zastosowanie do kogeneracyjnych

jednostek wytwórczych, charakteryzował

się dużą statycznością. Tym samym, wdy-

namicznie zmieniającym się otoczeniu go-

spodarczym, gdzie wbardzo szybkim tem-

pie rosną ceny kluczowych dla kosztów

uzasadnionych składników taryfy, takich

jak ceny paliw iuprawnień do emisji dwu-

tlenku węgla, model uproszczony często

nie pozwala na szybkie odzwierciedlenie

w pełni aktualnych kosztów ponoszonych

przez przedsiębiorstwa energetyczne.”

Zdefiniowanym przez regulatora proble-

mem jest więc baza cenowa kalkulacji

wskaźników dla taryfy uproszczonej opar-

ta o dane sprzed dwóch lat. Na przestrzeni

lat 2022 – 2024 wprowadzono kilka jed-

norazowych aktów prawa zmieniających

poziom wskaźników itym samym urealnia-

jących ceny ciepła zkogeneracji. Sytuacja

docelowo uległa zmianie od lipca 2024 r.

przez wprowadzenie do ustawy Prawo

energetyczne zobowiązania Prezesa URE

do ogłaszania wBiuletynie Urzędu Regula-

cji Energetyki wysokości wskaźnika referen-

cyjnego dwa razy wroku wterminach do

dnia 31 marca ido dnia 30 września.

Branża ma świadomość, że transfor-

macja energetyczna ciepłownictwa ukie-

runkowana jest na osiągnięcie kilku po-

wiązanych ze sobą celów:

– spełnieniu i utrzymaniu w kolejnych

latach definicji efektywnego systemu

ciepłowniczego,

– spełnieniu standardów emisyjnych wy-

nikających zdyrektyw IED iMCP,

– sukcesywnej dekarbonizacji systemu,

aż do uzyskania neutralności energe-

tycznej,

– trwałej poprawy sytuacji ekonomicz-

nej wformie dodatnich wyników finan-

sowych, pomimo spadku sprzedaży

ciepła i jednocześnie utrzymania sta-

bilnych ikonkurencyjnych cen ciepła.

Warsztaty miały na celu zdefiniowanie

barier uniemożliwiających lub utrudniają-

cych osiągnięcie tych celów.

Wprowadzenie do tematyki

warsztatów

Warsztaty podzielono na trzy części

badań, które różniły się metodami ich

przeprowadzenia oraz perspektywą spoj-

rzenia na problem. Podczas badań wkon-

tekście barier prawnych analizowane były

dwa podstawowe aspekty działalności

ciepłowniczej: ekonomiczny oraz techno-

logiczny. Na wstępie warsztatów przypo-

mniano o wyzwaniach stawianych cie-

płownictwu przez transformację, omówio-

no definicję efektywnego systemu cie-

płowniczego oraz sytuację ekonomiczną

branży. Wskazano także na istotne priory-

tetowe efekty transformacji gwarantujące

kontynuację działalności przedsiębiorstw

ciepłowniczych na rynku konkurencji sub-

stytucyjnej. Transformacja musi gwaranto-

wać akceptowalną, stabilną długookreso-

wo cenę ciepła oraz bezpieczeństwo

mierzone niezawodnością dostaw co nie-

rozłącznie wiąże się zbezpieczeństwem

ekonomicznym przedsiębiorstw. Przepro-

wadzone badania opinii uczestników

warsztatów miały na celu także między

innymi odpowiedź na pytanie: Czy zda-

niem uczestników kierunki wytyczane

przez prawo unijne oraz trendy wskazy-

wane w przestrzeni medialnej tj. maksy-

malizacja wytwarzania energii z OZE,

neutralność klimatyczna i elektryfikacja

zapewnią branży te efekty? Podczas

warsztatów weryfikowano między innymi

czy ciepłownicy wierzą wrealność trans-

formacji według wymagań zapisanych

w nowej taksonomii oraz realność osią-

gnięcia iutrzymania statusu efektywnego

systemu ciepłowniczego według zmienia-

jących się w kolejnych latach kryteriów.

Weryfikowano także hipotezę zakładają-

cą pełną elektryfikację ciepłownictwa.

representing the by heating market using research tools such as asurvey and brainstorming. As part of the survey aimed

at identifying legal barriers, two basic aspects of heating operations were analyzed: economic and technological.

The research results reveal avision of the future of district heating in the light of aseries of crises in recent years, which

have shaken energy markets and forced the need to revise policies and take anew look at the issue of energy

security. The results of the conducted research constitute material that organizes the priorities for eliminating legal

barriers and may constitute the assumptions of the concept of improving the economic security of enterprises. Acritical

look at the realities of transformation in the technological and economic aspect and initiating the elimination of

transformation barriers in acceptable and considered realistic directions, complementing each other, should allow for

the effect of “antifragility” of the industry in the face of geopolitical crises and climate change.

Keywords: district heating, heat generation, energy law

1 https://ptec.org.pl/wp-content/uploads/2024/10/

RAPORT_PTEC-Wplyw-regulacji-UE-na-transformacje-

sektora-cieplownictwa-systemowego-w-Polsce-ocena-

skutkow-i-rekomendacje-w-zakresie-regulacji-

krajowych.pdf, data dostępu:10.03.2025

2 Energetyka cieplna w liczbach 2023, Wydawca

Urząd Regulacji Energetyki, Warszawa 2025,s.27

3 Ibidem, s.31

4 Art. 47 ust. 2g ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r.

Prawo energetyczne (Dz.U.2024.266 t.j. z dnia

2024.02.28)

Księga4_25.indb 13Księga4_25.indb 13 15.04.2025 17:27:4815.04.2025 17:27:48

4/2025 www.informacjainstal.com.pl

Uczestnicy konferencji dyskutowali ioce-

niali podczas warsztatów ryzyka współ-

czesnego funkcjonowania oraz wagę po-

dejmowanych decyzji o inwestycjach

wdynamicznie zmieniającym się otocze-

niu prawnym irynkowym. W badaniach

przeprowadzonych podczas warsztatów

uczestniczyło 39 osób.

Na wstępie warsztatów nakreślono re-

alia sytuacji ekonomicznej ciepłownictwa

na podstawie danych zraportu pt. Energe-

tyka cieplna w liczbach 2023.

Tabela

pierwsza przedstawia wyniki wszystkich

koncesjonowanych przedsiębiorstw wy-

twarzających ciepło, świadczących usługi

przesyłu idystrybucji oraz obrotu. W tym

elektrownie ielektrociepłownie zawodowe

oraz przemysł. Obraz jaki się wyłania

z tego zestawienia nie napawa optymi-

zmem, zwłaszcza mając na uwadze klu-

czową rolę kogeneracji w transformacji

energetycznej. Warto zauważyć, że przed-

siębiorstwa bez kogeneracji, wtym przesył

idystrybucja, stosują taryfę kosztową, atyl-

ko przedsiębiorstwa wytwarzające ciepło

wkogeneracji stosują taryfę uproszczoną.

Powyższy obraz uzupełnia zestawie-

nie wyników na sprzedaży wzależności

od wielkości przedsiębiorstwa. Ma to istot-

ne znaczenie dla diagnozy istoty proble-

mu ujemnej rentowności, jakim jest wysoka

ekspozycja dużych przedsiębiorstw obję-

tych systemem EU ETS na wzrost cen

uprawnień do emisji CO

ipokrycie kosz-

tów ich umorzenia przychodami zatwier-

dzanymi taryfą na ciepło. Udział tych du-

żych przedsiębiorstw wcałkowitej sprze-

daży branży jest dominująca, co wpływa

na obraz całej branży.

Tabela 3 Wskaźniki ekonomiczne dla działalno-

ści – Wynik na sprzedaży zdziałalności – PCC

W0509 2023r. [tys.PLN]

–

Sprzedaż Liczba Średnia

Do 100 tys. 19,00 -134,35

Od 100 tys. do 250 tys. 23,00 1 248,30

Od 250 tys. do 500 tys. 26,00 -18,87

Od 500 tys. do 1500 tys. 23,00 -5 507,11

Ponad 1500 tys. 15,00 -17 361,30

Razem 106,00 -3 409,57

Źródło: Opracowanie własne na podstawie www.dhbench-

marking.pl opracowanie IGCP

Analizy finansowe uzupełniło zesta-

wienie istotnych zpunktu widzenia zdolno-

ści do realizacji inwestycji wskaźników

ekonomicznych płynności oraz zadłużenia

i odniesienie ich do wartości referencyj-

nych, których opracowanie URE nie za-

wiera. Analiza wskaźnikowa dotyczy wy-

branych grup PKD reprezentujących ciepło

systemowe. Co warte podkreślenia,

wszystkie wskaźniki w roku 2023 uległy

pogorszeniu w stosunku do 2016 roku,

jednak nadal wwiększości grup PKD wy-

kazują poziomy mieszczące się wwarto-

ściach referencyjnych. Wyjątkiem jest

współczynnik tzw. złotej reguły finansowej

tj. pokrycia majątku kapitałem własnym.

Jest to jednak oczywiste zuwagi na wyso-

kie wartości majątku niezbędnego do wy-

konywania działalności co stanowi barierę

wejścia na rynek ciepła systemowego przy

sukcesywnym uszczuplaniu kapitału wła-

snego ujemnymi wynikami. Uwagę zwraca

grupa PKD „Inne” reprezentująca spalar-

nie odpadów, ponieważ wtym przypadku

widać znaczącą poprawę wyników na

przestrzeni ostatnich 7 lat. Podsumowując,

wskaźniki płynności i zadłużenia branży

należy ocenić pozytywnie. Jednak zuwagi

na zagrożenia trendem spadkowym ko-

nieczne jest zatrzymanie negatywnego

efektu ujemnych wyników finansowych.

Kolejnym aspektem warunków funk-

cjonowania przedsiębiorstw ciepłowni-

czych jest zmiana warunków technolo-

gicznych spełniania definicji efektywnego

systemu ciepłowniczego wlatach 2027 –

2050 zmierzająca do całkowitej dekar-

bonizacji branży

Wkolejnych latach, definicja efektyw-

nego systemu ciepłowniczego wymaga

następujących konfiguracji źródeł wytwa-

rzających ciepło dla potrzeb systemu cie-

płowniczego:

# do dnia 31 grudnia 2027 r. – system,

w którym wykorzystuje się w co naj-

mniej 50 % energię ze źródeł odna-

wialnych lub wco najmniej 50 % ciepło

odpadowe, lub w co najmniej 75 %

ciepło pochodzące zkogeneracji, lub

wco najmniej 50 % połączenie takiej

energii iciepła;

# od dnia 1 stycznia 2028 r. – system,

w którym wykorzystuje się w co naj-

mniej 50 % energię ze źródeł odna-

wialnych lub wco najmniej 50 % cie-

pło odpadowe, w co najmniej 50 %

energię ze źródeł odnawialnych icie-

pło odpadowe, w co najmniej 80 %

ciepło pochodzące zwysokosprawnej

kogeneracji, lub co najmniej połącze-

nie takiej energii cieplnej wprowadza-

nej do sieci, wktórym udział energii ze

źródeł odnawialnych wynosi co naj-

mniej 5 %, acałkowity udział energii

ze źródeł odnawialnych, ciepła odpa-

dowego lub ciepła pochodzącego

zwysokosprawnej kogeneracji wynosi

co najmniej 50 %;

# od dnia 1 stycznia 2035 r. – system,

wktórym wykorzystuje się wco najmniej

50 % energię ze źródeł odnawialnych,

wco najmniej 50 % ciepło odpadowe

lub wco najmniej 50 % energię ze źró-

deł odnawialnych iciepło odpadowe,

lub system, w którym całkowity udział

energii ze źródeł odnawialnych, ciepła

odpadowego lub ciepła pochodzące-

go zwysokosprawnej kogeneracji wy-

nosi co najmniej 80 % iponadto całko-

wity udział energii ze źródeł odnawial-

nych lub ciepła odpadowego wynosi

co najmniej 35 %;

# od dnia 1 stycznia 2040 r. – system,

wktórym wykorzystuje się wco najmniej

75 % energię ze źródeł odnawialnych,

Tabela 1 Rentowność (%) przedsiębiorstw ciepłowniczych wlatach 2010-2023

Źródło: Energetyka cieplna wliczbach 2023, tab.8 s. 21

5 Ibidem, s.21

6 Art. 26 ust. 1, Dyrektywa Parlamentu Europejskiego

iRady (UE) 2023/1791 zdnia 13 września 2023 r.

wsprawie efektywności energetycznej oraz zmienia-

jąca rozporządzenie (UE) 2023/955 (wersja prze-

kształcona)

Tabela 2 Wskaźniki ekonomiczne dla działalno-

ści. Wynik na sprzedaży zdziałalności – WCC

W0508 2023 r. [tys.PLN];

Sprzedaż Liczba Średnia

Do 100 tys. 20,00 334,83

Od 100 tys. do 250 tys. 24,00 476,25

Od 250 tys. do 500 tys. 24,00 1 665,17

Od 500 tys. do 1500 tys. 25,00 -5 668,44

Ponad 1500 tys. 14,00 -24 335,10

Razem 107,00 -3 965,54

Źródło: Opracowanie własne na podstawie www.dhbench-

marking.pl opracowanie IGCP Ujemne wyniki na sprzedaży

w działalności ciepłowniczej polegającej na świadczeniu

usług przesyłu i dystrybucji pojawiają się niezależnie od

wielkości tych przedsiębiorstw, co może wskazywać na

systemowy problem regulacji cen.

Księga4_25.indb 14Księga4_25.indb 14 15.04.2025 17:27:4815.04.2025 17:27:48

www.informacjainstal.com.pl

4/2025

Ciepłownictwo

wco najmniej 75 % ciepło odpadowe

lub wco najmniej 75 % energię ze źró-

deł odnawialnych iciepło odpadowe,

lub system, w którym wykorzystuje się

wco najmniej 95 % energię ze źródeł

odnawialnych, udział energii ze źródeł

odnawialnych lub ciepła odpadowego

wynosi co najmniej 35 %;

# od dnia 1 stycznia 2045 r. – system,

w którym wykorzystuje się w co naj-

mniej 75 % energię ze źródeł odna-

wialnych, wco najmniej 75 % ciepło

odpadowe lub w co najmniej 75 %

energię ze źródeł odnawialnych icie-

pło odpadowe;

# od dnia 1 stycznia 2050 r. – system,

w którym wykorzystuje się wyłącznie

energię ze źródeł odnawialnych, wy-

łącznie ciepło odpadowe lub wyłącz-

nie połączenie energii ze źródeł odna-

wialnych iciepła odpadowego.

Zmiany uwarunkowań w formie ka-

mieni milowych wskazanych dyrektywą

RED III prezentuje rysunek 1. Spełnienie

tych rosnących wymagań będzie wszcze-

gólności trudne dla elektrowni ielektrocie-

płowni wykorzystujących węgiel oraz gaz.

Krytyczny będzie dla tych wytwórców rok

2035. Sytuacja wwielu przypadkach po-

prawiłaby się gdyby ciepło ze spalarni

odpadów było traktowane jako ciepło

odpadowe. Podobnie jak ciepło z kon-

densacji. Rok 2050 ma być startem wneu-

tralność klimatyczną.

Podsumowanie wyników

warsztatów

Jak realność spełnienia tych kamieni

milowych ocenili uczestnicy warsztatów?

Na jakie niezbędne obszary zmian prawa

w celu poprawy sytuacji ekonomicznej

uczestnicy warsztatów wskazali. Pokażą

prezentowane niżej wyniki.

Wpierwszej części warsztatów uczest-

nicy wypełniali indywidualnie ankietę udo-

stępnioną online. Mogli oczywiście oma-

wiać i dyskutować wtrakcie wypełniania

ankiety. Pierwsze pytanie miało wskazać

kluczową cechę respondentów, czyli kogo

reprezentują. Jak pokazuje wynik badania

dominującą grupą byli przedstawiciele

przedsiębiorstw z koncesją na przesył

idystrybucję ciepła (69,2 %) oraz wytwa-

rzanie ciepła (48,7%). Przedstawiciele re-

gulatora URE stanowili jedną z najmniej-

szych grup uczestniczących wbadaniu –

7,7 %. Dominację respondentów reprezen-

tujących operatorów sieci ciepłowniczych

należy uwzględnić przy formułowaniu

wniosków zwyników ankiety.

Drugie pytanie ankiety dotyczyło kie-

runków modernizacji sieci ciepłowniczych.

Respondent mógł zaznaczyć od 1 do 3

odpowiedzi. W sumie 38 respondentów

zaznaczyło 100 odpowiedzi. Zuwagi na

strukturę respondentów odpowiedź jest

reprezentatywna dla przedsiębiorstw re-

alizujących usługi przesyłu i dystrybucji.

Dominujący udział odpowiedzi wskazuje

na rozwój sieci niskotemperaturowych

(76,3%) oraz elektryfikację ciepłownictwa

(44,7%). Co koreluje ze sobą. Odpowie-

dzi wskazujące na rozproszone źródła

imiks paliw itechnologii stanowiły udział

po ok. 30 %. Taki kierunek wymaga zmia-

ny tabeli regulacyjnej i wydzielania ob-

szarów nowej sieci zcałości sieci lub reali-

zacji fali renowacji istniejących starych

budynków. Natomiast jest to kierunek, od

którego silnie zależny jest trend elektryfika-

cji realizowany przez zastosowanie pomp

ciepła irozwój magazynów sezonowych

wciepłownictwie systemowym.

Bardzo zróżnicowane odpowiedzi

otrzymano przy pytaniu dotyczącym wy-

boru technologii przyszłości. Wtym przy-

padku respondenci mogli wybrać od 1 do

3 odpowiedzi. Niemal równe udziały

wwyborach mają technologie tj. kogene-

racja oparta osilniki gazowe, elektrocie-

płownie na biomasę, które już dziś są dość

powszechne, ale również wielu uczestni-

ków warsztatów wskazało na wielkoska-

lowe pompy ciepła oraz sezonowe maga-

zyny ciepła ikotły elektrodowe. Co można

Tabela 4 Prezentacja zmian wartości wskaźników ekonomicznych branży wlatach 2016 – 2023

według PKD reprezentujących ciepło systemowe

PKD

Wskaźniki ekonomiczne

wskaźnik płynności

[Aktywa bieżące/

Zobowiązania bieżące,

ref. 1,2 – 2]

kapitał obrotowy

[Kapitał stały/ Aktywa

trwałe,

ref. > 0]

współczynnik zadłużenia

[Zobowiązania ogółem/

Aktywa ogółem,

ref. max 0,68]

współczynnik pokrycia

majątku kapitałem

własnym

[ref. 1]

2016 2016 2016 2016 2016

35.1 1,47 1,87 0,38 0,79

35.3 1,60 1,92 0,36 0,81

Inne 0,36 1,16 0,63 0,42

2023 2023 2023 2023 2023

35.1 1 , 11 1,82 0,49 0,77

35.3 1,06 1,56 0,63 0,53

Inne 1, 74 3,13 0,49 1,39

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych zEnergetyka cieplna wliczbach edycja zroku 2016 oraz 2023.

Rysunek 1

Zmiany kryteriów dla efektywnych systemów ciepłowniczych wyrażone udziałami paliw itechno-

logii CHP wlatach 2027-2050. Źródło: T. Surma prezentacja pt. Kilkadziesiąt razy mniejsza emisja.

Czy ciepłownictwo systemowe to najbardziej ekologiczny sposób na ogrzewanie polskich gospo-

darstw domowych?

Wykres 1

Pierwsze pytanie ankiety online stanowiącej Iczęść warsztatów. Źródło: opracowanie własne

Księga4_25.indb 15Księga4_25.indb 15 15.04.2025 17:27:4815.04.2025 17:27:48

4/2025 www.informacjainstal.com.pl

potraktować jako utrwalanie się wizji roz-

woju ciepłownictwa wkierunku elektryfikacji

jako realnej, anawet niezbędnej opcji trans-

formacji wocenie branży. Z drugiej strony

branża nie koncentruje się na preferencjach

co do kilku ścieżek dochodzenia do neutral-

ności klimatycznej, ale stawia na dopusz-

czalność różnorodności rozwiązań dopa-

sowanych do uwarunkowań lokalnych.

Kolejne pytanie, nawiązując do po-

przedniego, dotyczyło kierunku rozwoju

elektryfikacji zlokalnego punktu widzenia.

Wtym wypadku można było wybrać tylko

jedną odpowiedź. Wynik jest nieco zaska-

kujący, mając na uwadze wybory uczestni-

ków badania wprzypadku pytania 3. An-

kietowani wskazywali bowiem wdominu-

jącej (56,4%) większości na rozwój wy-

twarzania skojarzonego ciepła i energii

elektrycznej wkogeneracji gazowej, wtym

na biogaz iwodór. Pozostałe opcje tj. ma-

gazyny ciepła, pompy ciepła miały wyrów-

nany udział w wyborze respondentów tj.

ok. 25 %. Na tym tle wyróżniają się jeszcze

kotły elektrodowe z udziałem 30,8%.

Wśród ankietowanych wodniesieniu do ich

lokalnej perspektywy „u siebie” dominuje

jednak wizja synergii ciepła systemowego

jako wytwórcy energii elektrycznej i do-

stawcy dla systemu elektroenergetycznego,

a nie wizja rozwoju ciepłownictwa jako

konsumenta energii elektrycznej zsystemu

elektroenergetycznego w kontekście pro-

mowanego kierunku „power to heat”.

W ocenie ankietowanych najbardziej

istotną barierą realizacji inwestycji wtrans-

formację jest mało atrakcyjna oferta wspar-

cia finansowego oraz brak gwarancji

zwrotu zkapitału. Odpowiedzi wankiecie

online korelują zpriorytetami zmian prawa

wskazanymi wankiecie wypełnianej indy-

widualnie wdrugiej części warsztatów. Na

szóstym miejscu wskazano wykreślenie

opcji wstosowaniu wzoru 4alub 4b wkal-

kulacji zwrotu z kapitału i pozostawienie

tylko wzoru 4a.

Kolejne pytanie dotyczyło sfery ekono-

micznej. Znakomita większość (87,2%) re-

spondentów wskazała na preferencje wy-

korzystania z programów krajowych lub

unijnych zmaksymalnym udziałem dotacji.

Mając na uwadze sytuację finansową

w kontekście skali nakładów inwestycyj-

nych wybór nie jest niespodzianką. Pokazu-

je to duże wyzwanie dla instytucji finansują-

cych transformacje tj. NFOŚiGW lub BGK.

Zdrugiej strony branża wykazuje tym sa-

mym poczucie dużej odpowiedzialności za

stabilność poziomu cen dla odbiorcy oraz

ma świadomość konieczności posiadania

konkurencyjnej rynkowo oferty.

Wykres 2

Drugie pytanie ankiety online stanowiącej Iczęść warsztatów. Źródło: opracowanie własne

Wykres 3

Trzecie pytanie ankiety online stanowiącej Iczęść warsztatów. Źródło: opracowanie własne

Wykres 5

Piąte pytanie ankiety online stanowiącej Iczęść warsztatów. Źródło: opracowanie własne

Wykres 4

Czwarte pytanie ankiety online stanowiącej Iczęść warsztatów. Źródło: opracowanie własne

Księga4_25.indb 16Księga4_25.indb 16 15.04.2025 17:27:4915.04.2025 17:27:49

www.informacjainstal.com.pl

4/2025

Ciepłownictwo

Pytanie wkontekście wymienionej wy-

żej skali nakładów na inwestycje wtrans-

formację dotyczyło oczekiwanego pozio-

mu zwrotu z kapitału jaki powinien być

uwzględniony w taryfie. Respondenci

w ponad 66,7 % wskazali na potrzebę

zmian iuwzględnienie rzeczywistego śre-

dnioważonego kosztu kapitału WACC

zuwzględnieniem ryzyka inflacji wkosz-

cie kapitału. Ankietowani wskazują ten

kierunek zmian praktyki regulacyjnej jako

element poprawy sytuacji ekonomicznej.

Jednak należy podkreślić, że podstawą

prowadzenia działalności jest pokrycie

kosztów tej działalności przychodami co

powinna zapewnić taryfa, natomiast

zwrot z kapitału, rozumiany jako zysk,

powinien zapewnić środki własne na reali-

zację inwestycji oraz równoważyć relację

kapitału stałego do wzrastającej wwyniku

inwestycji wartości majątku. Dążąc do

złotej reguły finansowej. Zwrot zkapitału

nie powinien być rozumiany jako wypeł-

nienie luki między przychodami ikosztami

zpodstawowej działalności.

Najważniejsze bariery formalno-praw-

ne transformacji wskazane przez ankieto-

wanych to długotrwały proces procedowa-

nia wniosków wkonkursach o dofinanso-

wanie inwestycji np. w NFOŚiGW oraz

uzyskanie decyzji środowiskowej. Kolejne

miejsce zajęły – brak miejscowych planów

zagospodarowania terenu oraz problemy

z uzyskaniem warunków przyłączenia do

sieci elektroenergetycznych. Branża słusz-

nie zwraca uwagę na rolę czasu winwe-

stycjach. Czas ma bowiem wpływ na

wzrost poziomu nakładów na inwestycje

i zmniejszenie puli środków pomocy pu-

blicznej na kolejne inwestycje w efekcie

„pęcznienia” budżetów podczas długo-

trwałego rozpatrywania wniosków.

Czas przekłada się zawsze na pieniądz

i spadek jego wartości w czasie. Jest to

jednak odwieczny problem biurokratyzacji

procesu inwestycyjnego, zwłaszcza reali-

zowanego wsferze finansów publicznych.

Uczestnicy warsztatów w większości

56,4 % wskazali, że preferują kosztową

formę kalkulacji taryfy, co wskazuje na

dobry kierunek ostatnich zmian rozporzą-

dzenia taryfowego, dopuszczający zmia-

nę taryfy uproszczonej na kosztową dla

kogeneracji. Ponadto należy wtym miej-

scu przypomnieć, że uczestnicy badania

to wwiększości operatorzy systemów cie-

płowniczych stosujący tylko taryfę koszto-

wą i nie mający doświadczeń z taryfą

uproszczoną, co wpływa na postrzeganie

iwybór odpowiedzi.

Ostanie dwa pytania ankiety dotyczyły

czasu rozpatrywania wniosków taryfowych

oraz wniosków ofinansowanie inwestycji.

W tym przypadku większość responden-

tów marzy o maksymalnie 3 miesiącach

procedowania, co wpraktyce niestety nie

występuje. Odpowiedzi korelują zwybora-

mi uczestników ankiety wpkt. 8.

Wdrugiej części warsztatów uczestni-

cy mieli za zadanie nadać 18 działaniom

polegającym na zmianie aktualnie obo-

wiązujących przepisów prawa oraz za-

sad lub procedur priorytetów jako pilne

Wykres 8

Ósme pytanie ankiety online stanowiącej Iczęść warsztatów. Źródło: opracowanie własne

Wykres 6

Szóste pytanie

ankiety online sta-

nowiącej Iczęść

warsztatów. Źró-

dło: opracowanie

własne

Wykres 7

Siódme pytanie

ankiety online sta-

nowiącej Iczęść

warsztatów. Źró-

dło: opracowanie

własne

Wykres 9

Dziewiąte pytanie

ankiety online sta-

nowiącej Iczęść

warsztatów. Źró-

dło: opracowanie

własne

Księga4_25.indb 17Księga4_25.indb 17 15.04.2025 17:27:5015.04.2025 17:27:50

lub najmniej pilne poprzez nadanie nume-

rów od 1 do 10. Wynik badania prezen-

tuje tabela 5. Wagi skalkulowano

z uwzględnieniem wartości wskazanych

punktów rosnąco oraz liczby responden-

tów, którzy wybrali pozycję i nadali jej

punkty. Z pierwszych trzech pozycji

wszystkie dotyczą poprawy uwarunko-

wań ekonomicznych poprzez zmiany

w modelu taryfowym. Pierwsze miejsce

zajęło działanie mające na celu premio-

wanie imotywowanie do osiągnięcia sta-

tusu efektywnej sieci ciepłowniczej. Drugi

wybór padł na potrzebę uwzględnienia

w taryfach kwestii przyznania dodatko-

wych 30 % uprawnień do emisji CO

dla

przedsiębiorstw ciepłowniczych, które

opracowały iwdrażają plan neutralności

klimatycznej, aby miał on faktyczny efekt

w postaci wygenerowania środków na

inwestycje. Trzecie miejsce dotyczy zwięk-

szenia elastyczności wyboru taryfy kosz-

towej i uproszczonej dla kogeneracji, co

aktualnie jest niemożliwe. Przepisy do-

puszczają zmianę taryfy uproszczonej na

kosztową bez prawa do ponownego po-

wrotu do taryfy uproszczonej co powinno

być zdaniem branży zmienione i uela-

stycznione. Nie chodzi bowiem o formę

kalkulacji, która jest wygodna i bardziej

rynkowa, tylko oczęstotliwość aktualizacji

bazy dla wskaźników do tej formy taryfy.

Wostatnim czasie została ona zmieniona

zjednej do dwóch aktualizacji publikacji

wskaźników przez URE w roku, co jest

oczekiwanym idobrym kierunkiem zmian

do weryfikacji co do efektu. Czwarty wy-

bór ankietowanych wskazuje na potrzebę

poprawy przepisów unijnych w zakresie

aktualnie zbyt skromnej oferty wsparcia

wformie dotacji dla realizowanych inwe-

stycji. Co wpłynie na ryzyko wzrostu cen

ciepła wefekcie wyższej amortyzacji iry-

zyko wyższych kosztów finansowych.

W kontekście wyników finansowych dzi-

wić może niska (14) pozycja propozycji

przywrócenia przepisów o minimalnym

przychodzie taryfowym w okresie przej-

ściowym przed 2028 r. Za najmniej istotne

ankietowani wskazali zmiany wzakresie

racjonalizacji ryzyka wykorzystania cie-

pła odpadowego oraz zmiany zapisów

ododatnim saldzie związanych zsystem

wsparcia rozwoju OZE. Może to wynikać

zbraku doświadczenia iwiedzy ankieto-

wanych wtych dwóch obszarach. Przewi-

dując to ankieta była uzupełniona onastę-

pujące wyjaśnienia:

– saldo dodatnie należy rozmieć jako

wynikające zustawy oodnawialnych

źródłach energii (ustawy OZE) zobo-

wiązanie beneficjenta do wsparcia,

polegającego na gwarantowanej

przez 15 lat cenie sprzedaży energii

elektrycznej, oferowanej przez benefi-

cjenta wramach wygranej aukcji, po-

mniejszonej o wartość innej pomocy

publicznej np. inwestycyjnej. Wprzy-

padku źródeł OZE oprzewidywalnych

kosztach stałych dla OZE tj. fotowolta-

ika lub siłownie wiatrowe i minimal-

nych zmiennych, ta forma kontraktu

długoterminowego jest dopuszczalna.

Jednak dla OZE zużywających paliwa

(biomasa, wodór, biometan itp.) ryzy-

ko wzrostu kosztów zmiennych zakupu

paliwa nie jest uwzględnione w tym

modelu ceny stałej sprzedaży energii

elektrycznej przez 15 lat iwtym przy-

padku zapisy osaldzie stałym, jak po-

kazały lata 2022-2023 dyskwalifikują

system aukcji zuwagi na realne ryzyko

Wykres 10

Dziesiąte pytanie ankiety online stanowiącej Iczęść warsztatów. Źródło: opracowanie własne

Wykres 11

Jedenaste pytanie ankiety online stanowiącej Iczęść warsztatów. Źródło: opracowanie własne

Tabela 5 Ranking priorytetowych do wprowadzenia zmian obowiązującego prawa

Opis działania polegającego na zmianie aktualnie obowiązujących zapisów prawa

lub obowiązujących zasad / procedur

ranking

wag

Poszerzenie katalogu inwestycji premiowanych wyższą stopą zwrotu zkapitału oinwestycje wsystemy efektyw-

ne energetycznie;

Uwzględnienie wkosztach uzasadnionych zakupu uprawnień do emisji o30% dodatkowego przydziału dla

posiadających Plan neutralności energetycznej do 2050r.

Pozostawienie przedsiębiorstwom energetycznym swobody wyboru metody taryfowania ciepła zjednostek

kogeneracji.

Zmiana zapisów rozporządzania GBER*** zwiększająca poziom pomocy publicznej dla transformacji

ciepłownictwa z30% do 60 % niezależnie od wielkości przedsiębiorstwa, awzakresie inwestycji

wmodernizację sieci ciepłowniczych, wtym magazynów ciepła do 75 %.

Wykreślenie przesłanki nieprzewidywalności jako warunku zmiany taryfy. 5

Wykreślenie algorytmu 4a/4b zwytycznych kalkulacji taryf URE. 6

Zmiana tabeli regulacyjnej na niższe temperatury wstrefach. 7

Uwzględnienie elementu przypisania irozliczania strat dla magazynów oraz zasady współpracy dla magazy-

nów ciepła zsiecią;

Przywrócenie zapisów obraku ryzyka wzrostu ceny ciepła przy przyłączaniu OZE do efektywnych systemów

ciepłowniczych.

Likwidacja § 35 wrozporządzeniu taryfowym orozliczaniu odbiorcy wg ceny średniej ciepła. 10

Uwzględnienie sfinansowanej dotacją wartości WRA wprzypadku inwestycji zmierzających do neutralności

klimatycznej.

Doprecyzowanie zasad ustalania przychodów dla źródeł złożonych zjednostek kogeneracji ijednostek

niebędących kogeneracją, niezmniejszanie podstawy wyliczenia kosztów obowiązku oszczędności energii.

Wydłużenie okresu uwzględniania premii efektywnościowej. 13

Przywrócenie przepisów ominimalnym przychodzie taryfowym wokresie przejściowym. 14

Wprowadzenia zapisów oeliminacji „kanibalizmu” środków wsparcia rozwoju OZE na te same moce wsyste-

mie iindywidualnie oraz poprzez uwzględnienie stosowanych zapisów wregulaminach programowych.

Ustalenie minimalnych wartości wskaźników przyjmowanych do wyliczenia ZZK. 16

Umożliwienie realnego wsparcia rozwoju OZE wykorzystujących paliwa wramach aukcji poprzez eliminację

zapisów ododatnim saldzie dla instalacji na paliwo zustawy OZE.*

Regulacje uwzględniające nieprzewidywalność dostępności odpadowego ciepła przemysłowego zprocesów

technologicznych, wtym pogodozależnych lub kontraktozależnych na produkcję dóbr.**

Źródło: opracowanie własne

Księga4_25.indb 18Księga4_25.indb 18 15.04.2025 17:27:5015.04.2025 17:27:50

www.informacjainstal.com.pl

4/2025

Ciepłownictwo

konieczności sprzedaży energii elek-

trycznej po stałej cenie zaukcji, niższej

niż koszt zakupu paliwa istałej straty

na tej działalności.

– ryzyko związane zciepłem odpado-

wym może polegać na przykład na

braku możliwości zobowiązania się

do dostarczania mocy zamówionej

przez dostawcę ciepła odpadowego

(brak opłaty stałej), taryfa powinna

być ustalona dla szacowanego wolu-

menu ciepła odpadowego na pozio-

mie Q=Qr-1 włączonego (zsumowa-

nego) do wolumenu z najtańszego

dostępnego źródła ciepła wsystemie.

Jednak te wyjaśnienia podane ad’hoc

mogły być niewystarczające izbyt zawiłe

dla osób, które nie zetknęły się ztymi pro-

blemami wpraktyce.

W trzeciej części warsztatów zada-

niem uczestników wramach pracy wze-

spole była weryfikacja przygotowanych 8

tez reprezentujących dwa aspekty działal-

ności ciepłowniczej: aspekt ekonomiczny

oraz aspekt prawno-technologiczny.

Tematyka tez sformułowanych waspek-

cie formalno-prawnym itechnologicznym,

obejmowała kwestie oceny przez uczestni-

ków warsztatów realności całkowitej de-

karbonizacji i elektryfikacji ciepłownictwa

lub oceny skrajnego, alternatywnego roz-

wiązania tj. pozostania w ciepłownictwie

z aktualnie dominującym paliwem kopal-

nym – węglem. Takie zestawienie skrajnych

scenariuszy miało na celu pobudzenie dys-

kusji i wymianę wiedzy i doświadczeń

o barierach prawnych dla ich realizacji

wpraktyce. Przeciwstawne tezy miały także

na celu uświadomienie problemu jakie kon-

sekwencje spowodowałaby realizacja da-

nego z perspektywy lokalnych systemów

przedstawicieli branży w danym zespole,

ajakie zperspektywy regulatora.

Pierwsza teza brzmiała: „Elektrocie-

płownie wykorzystujące obecnie węgiel

powinny pozostać ztym paliwem bo nie ma

dla nich motywacji, aby starać się ouzyska-

nie statusu efektywnego systemu ciepłowni-

czego.” Zespół odrzucił ją jako nieprawdzi-

wą uzasadniając, że pozostanie zpaliwem

węglowym oznaczałoby rosnące koszty

operacyjne związane zEU ETS, brak dostę-

pu do środków na inwestycje oraz docelo-

wo problem zkontynuacją działalności spo-

wodowaną utratą odbiorców mających do

wyboru inne, alternatywne technologie wy-

twarzania ciepła lokalnie.

Druga teza brzmiała: „Wszystkie aktu-

alnie działające ciepłownie powinny być

zastąpione do 2035 r. elektrociepłownia-

mi, asystem ciepłowniczy włączony w100

% do systemu elektroenergetycznego”. Tę

tezę także uznano za nieprawdziwą uza-

sadniając, że całkowita elektryfikacja cie-

płownictwa poprzez budowanie jednostek

CHP byłaby zbyt kapitałochłonna. Stwier-

dzono, że przyszłość to dywersyfikacja

technologii. Natomiast ciepłownie szczyto-

we powinny pozostać jako konwencjonal-

ne ciepłownie wytwarzające tylko ciepło.

Należy mieć też na uwadze oczekiwania

maksymalizacji wykorzystania jednostek

CHP w podstawie w celu zapewnienia

zwrotu z kapitału. Tymczasem przyszłość

CHP może oznaczać pracę przy wysokich

pikach ceny energii elektrycznej, anie mak-

symalnej liczby godzin jej pracy.

Teza trzecia zgrupy reprezentujących

aspekt prawno-technologiczny brzmiała:

„Wszystkie polskie systemy ciepłownicze

do wytwarzania lub na potrzeby dostaw

ciepła będą za 15 lat wykorzystywać tyl-

ko źródła OZE iciepło odpadowe.” Za-

kładała więc, że do roku 2040 spełnione

byłyby założenia neutralności klimatycz-

nej ciepłownictwa. Została ona także

uznana za tezę nieprawdziwą. Według

zespołu weryfikującego tezę, takie roz-

wiązanie możliwe jest tylko lokalnie

zuwagi na kapitałochłonność rozwiązań

(skala nakładów na 1 MW wtak krótkim

czasie) oraz uwarunkowania lokalne

wzakresie ewentualnego dostępu do cie-

pła odpadowego. Zespół wskazał na ry-

zyko wysokiej, nieakceptowalnej społecz-

nie ceny wdrożenia takiego kierunku

zmian ciepłownictwa wtak krótkim czasie

oraz problem ograniczenia skalowalności

rozwiązań opartych w 100 % na OZE

lub/icieple odpadowym waktualnym jego

rozumieniu. Wskazano także na problem

niestabilności prawa w obszarze definio-

wania OZE oraz ciepła odpadowego.

Czwarta teza brzmiała: ”Wszystkie cie-

płownie i elektrociepłownie powinny być

włączone wsystem elektroenergetyczny po-

przez źródła odbiorcze typu kocioł elektro-

dowy lub pompy ciepła iposiadać sezono-

we magazyny ciepła.” Teza została przez

zespół uznana za nieprawdziwą. Podobnie

jak w przypadku tezy trzeciej wskazano

w uzasadnieniu na lokalny charakter tego

typu rozwiązań, anie globalny kierunek dla

ciepłownictwa w Polsce. Zespół zauważył

w uzasadnieniu, że system elektroenerge-

tyczny nie byłby wstanie zapewnić odpo-

wiedniej mocy dla ciepłownictwa. Zdaniem

zespołu oceniającego, w wyniku takiego

kierunku zmian rynku, elektrociepłownie zo-

staną włączone w system elektroenerge-

tyczny jako źródła wytwórcze.

Aspekt ekonomiczny był reprezento-

wany przez nieco bardziej zróżnicowaną

tematykę.

Pierwsza teza dotyczyła problemu tzw.

„kanibalizmu mocy”, który aktualnie stano-

wi zakłócenie na rynku i może w konse-

kwencji generować marnotrawstwo nakła-

dów i być przyczyną wzrostu cen ciepła

systemowego. Teza brzmiała następująco:

Pomimo realizacji inwestycji wnowe moce

OZE wdanym systemie ciepłowniczym do-

finansowane dotacją oraz preferencyjną

pożyczką – nadal ekonomicznie uzasad-

nione jest finansowanie dotacją lub prefe-

rencyjną pożyczką inwestycji windywidu-

alne źródło odbiorcy ciepła sieciowego

wytwarzające tą samą moc cieplną (np.

cwu), która została uwzględniona w pro-

gnozach sprzedaży projektu realizowane-

go w systemie ciepłowniczym.” Zespół

uznał tezę za nieprawdziwą. Członkowie

zespołu uznali „kanibalizm systemowy” na

tym samym rynku ciepła za szkodliwe zja-

wisko, które powinno zostać pilnie wyelimi-

nowane z uwzględnieniem priorytetu

nadanego ciepłu systemowemu.

Drugi problem dotyczył ciepła odpado-

wego iwarunków współpracy wkontekście

ryzyka braku pokrycia kosztów wytwarza-

nia ciepła odpadowego ujętego wolume-

nowo w taryfie, a nie dostarczonego do

sieci. Tezę sformułowano następująco: „Sys-

tem ciepłowniczy może odbierać ciepło

odpadowe poniżej kosztów produkcji

wnajtańszym źródle podłączonym do sys-

temu lub oferowane za darmo. (Dostawca

ciepła odpadowego nie może zapewnić

ciągłości dostaw imocy.)” Tezę zespół we-

ryfikujący uznał za nieprawdziwą, uzasad-

niając, że odbiór ciepła odpadowego na

takich warunkach byłby możliwy pod wa-

runkiem posiadania źródła rezerwowego/

alternatywnego idyspozycyjnego jako re-

zerwowe wkażdej chwili. Cena ciepła od-

padowego zdaniem zespołu powinna być

niższa niż koszt wytwarzania ciepła ze źró-

dła rezerwowego (brak ryzyka negatywne-

go efektu wzrostu cen ciepła wsystemie).

Jako moderator warsztatów zwróci-

łam w tym przypadku grupie uwagę na

jeden aspekt ryzyka takiego stanowiska

zespołu. Otóż jeżeli kupujący ciepło od-

padowe zprzemysłu ma je ujęte wtaryfie

po cenie niższej niż koszt wytwarzania

wźródle rezerwowym , które je zastępuje

to w przypadku ustania dostaw ciepła

odpadowego i nie zrealizowania przez

dostawcę zakładanego wtaryfie wolume-

nu, kupujący to ciepło naraża się na stratę

wynikającą zniższej ceny ciepła odpado-

wego uwzględnionej w taryfie adekwat-

nie do planowanego jego udziału iwyż-

szych kosztów dostawy do sieci brakują-

cego ciepła. Konieczne bowiem wtej sytu-

acji będzie wytworzenie ciepła ze źródła

rezerwowego o wyższych kosztach niż

cena ciepła odpadowego lub po prostu

zakup droższego ciepła od wytwórcy

Księga4_25.indb 19Księga4_25.indb 19 15.04.2025 17:27:5015.04.2025 17:27:50

„rezerwowego” w przypadku operatora

sieci ciepłowniczej. Oczywiście umowa

z dostawcą ciepła odpadowego może

zawierać zapisy o pokryciu tej różnicy.

Trzeba mieć jednak na uwadze to, że cie-

pło odpadowe zprzemysłu przedsiębior-

stwa chętnie oddadzą tanio wprzypadku

gdy nie jest im ono potrzebne, ale pod

warunkiem, że nie będzie to generować

dla nich ryzyka dodatkowych kosztów

działalności lub ograniczać ich elastycz-

ności planowania produkcji nie związanej

zenergetyką czy ciepłownictwem.

Trzecia teza waspekcie ekonomicznym,

miała na celu uświadomienie efektu stoso-

wania aktualnej regulacji w kontekście in-

westycji w poprawę efektywności, która

oznacza obecnie dla inwestora spadek

przychodów nie generując wzrostu zysku.

Teza brzmiała następująco: „Inwestycja

w ograniczenie kosztów produkcji, która

powoduje obniżenie ceny produktu dokład-

nie ooszczędności ztej inwestycji ma sens

ekonomiczny.” Zespół ocenił tę tezę jako

nieprawdziwą ze względu na nie uzyskanie

efektu ekonomicznego, który wpływa na

brak motywacji do realizacji przedsięwzię-

cia. Jednak zdrugiej strony zespół zauwa-

żył, że wpływ takich przedsięwzięć na obni-

żenie ceny ciepła może stanowić motywa-

cję pozaekonomiczną, związaną zpopra-

wą konkurencyjności. Iztą drugą konkluzją,

jako moderatorowi warsztatów, trudno jest

się zgodzić jako zracjonalnym podejściem

do zarządzania kapitałem spółki zpunktu

widzenia zarządzających przedsiębior-

stwem wkontekście zapisów ksh odziałaniu

na szkodę spółki, zwłaszcza mając na

uwadze wyniki finansowe branży.

Ostatnie zagadnienie sformułowane

tezą miało na celu uwypuklenie problemu

aktualnego, rzeczywistego zwrotu kapitału

w ciepłownictwie wyrażonego ROE oraz

kosztu kapitału obcego, który przedsiębior-

stwa muszą ponieść wzwiązku zinwesty-

cjami, nawet przy zerowym koszcie kapita-

łu własnego. „Zwrot zkapitału wperspek-

tywie 10 lat na poziomie niższym niż 1 %

uzasadnia inwestowanie zudziałem 50 %

kredytu inwestycyjnego oprocentowanego

WIBOR3M+50 p.b.” Tę tezę uznano za

nieprawdziwą. Zespół uzasadnił swoje sta-

nowisko stwierdzając, że rynkowo taki

biznes nie miałby szans przetrwania jako

uzasadniona inwestycja kapitału. Ciepłow-

nictwu jednak, patrząc na wskaźniki ren-

towności, paradoksalnie się to udawało.

Wcześniej nie było jednak tylu innych moż-

liwości do lokowania kapitału na tym rynku.

Wnioski

Wyniki przeprowadzonych badań są

wartościowym materiałem, który wskazuje

na priorytety likwidacji barier prawnych

imoże stanowić koncepcję poprawy bez-

pieczeństwa ekonomicznego przedsię-

biorstw dostarczających ciepło systemo-

we. Odpowiedzi ankietowe oraz efekty

pracy w zespołach prezentują krytyczne

spojrzenie branży na realia transformacji

waspekcie technologicznym oraz ekono-

micznym iwskazują na potrzebę zainicjo-

wania likwidacji biurokratycznych oraz

ekonomicznych barier transformacji. Za-

pewnienie wskazanych przez ankietowa-

nych kierunków transformacji w politykach

na poziomie krajowym oraz w miejsco-

wych planach zagospodarowania na po-

ziomie lokalnym. Te dwa obszary zmian

dopełniając się powinny pozwolić uzy-

skać „antykruchość” ciepłownictwu przy-

szłości w obliczu zmian geopolitycznych

iklimatycznych oraz potrzeb transforma-

cji. Oceniając wybory uczestników warsz-

tatów biorących udział w obu ankietach

należy mieć na uwadze, że reprezentowali

oni wdominującej większości przedsiębior-

stwa mające koncesje na przesył idystry-

bucję ciepła. Mniejszość stanowili wytwór-

cy oraz przedstawiciele regulatora URE.

Wskazanie na kogenerację gazową

jako nadal priorytetowy kierunek transfor-

macji powinno skłonić do rewizji podejścia

przez instytucje finansujące co do stosowa-

nia rygorystycznie iliteralnie zapisów tak-

sonomii, hamujących rozwój tego segmen-

tu. Powinno też zwrócić uwagę operatorów

sieci energetycznych na ten potencjał sy-

nergii iskłonić do pozytywnego rozpatry-

wania wniosków o przyłączenie do sieci

elektroenergetycznej w krótszym czasie.

Środowisko ciepłownicze mówi bowiem

zperspektywy doświadczenia iodpowie-

dzialności za utrzymanie niezawodności

dostaw zjednaj strony, ale także jako anti-

dotum na spadek sprzedaży ciepła, który

generuje ryzyko hamowania efektu skali

oraz spadku rentowności. Kogeneracja

uzupełnia ten spadek sprzedażą energii

elektrycznej. Uzupełnia także deficyty

mocy sytemu elektroenergetycznego.

W aspekcie ekonomicznym, branża

wskazuje przede wszystkim na potrzebę

poszerzenia dostępnej na rynku oferty ta-

niego finansowania inwestycji, wtym po-

przez zmiany aktualnego rozporządzenia

GBER, oraz zapewnienie zwrotu zkapita-

łu na poziomie jego rzeczywistego kosztu

przy zapewnieniu pokrycia kosztów dzia-

łalności. Wskazuje też na potrzebę zwięk-

szenia motywacji do inwestowania

wefektywne systemy ciepłownicze. Ma to

istotne znaczenie dla dzisiejszych planów

inwestycyjnych przedsiębiorstw przygoto-

wywanych pod kątem ich możliwości oraz

przyszłej ceny ciepła dla odbiorcy.

Tezy wczwartej części warsztatów oce-

niono na nieprawdziwe, czasem wkontrze

do kierunków transformacji wskazywanych

wprzestrzeni publicznej jako priorytetowy

kierunek „power to heat”. Istotne, jak oceni-

li przedstawiciele branży, czy rozpatrujemy

elektryfikację ineutralność klimatyczną jako

100 % OZE i ciepła odpadowego jako

kierunek ogólny dla ciepłownictwa, czy

tylko dla zdefiniowanej wielkością mocy lub

sprzedaży określonej grupy przedsię-

biorstw lub dla danej lokalizacji. Branża

dostrzega jako realny ok. 30 % udział

elektryfikacji wformie „power to heat” przy

jednoczesnym rozwoju sieci niskoparame-

trowych, ale odrzuca ideę pełnej elektryfi-

kacji lub pełnego przejścia na OZE iciepło

odpadowe w ciepłownictwie. Równocze-

śnie branża zauważa także przyszłość ma-

gazynów ciepła we współpracy zrozwią-

zaniami „power to heat”. Zwłaszcza zper-

spektywy operatora sieci ciepłowniczej dą-

żącego do tego, aby być efektywnym – te

rozwiązania są trafnym irealnym do reali-

zacji wyborem. Generalnie branża wskazu-

je na potrzebę zniesienia barier transforma-

cji poprzez zwiększenie elastyczności regu-

lacji iograniczenie czasu trwania procedur

administracyjnych wtrakcie fazy formalno-

-prawnego przygotowania inwestycji.

Wskazuje też na konieczność elastycznego

podejścia co do wspieranych ipromowa-

nych rozwiązań technologicznych istawia-

nie na różnorodność rozwiązań zprioryte-

tem stabilnej ceny ciepła.

Dla decydentów kształtu polityki ener-

getycznej zwyników tych warsztatów pły-

ną wnioski, że kierunków transformacji

ciepłownictwa nie powinno się ograni-

czać do konkretnych rozwiązań, tylko

pozwolić na elastyczne stosowanie lokal-

nych konfiguracji. Niezbędne jest wpro-

wadzenie zmian wprzepisach poprawia-

jących kondycję finansową przedsię-

biorstw branży ciepłowniczej przy świa-

domości trendu spadku sprzedaży ciepła

i przy zachowaniu elastyczności cen,

adekwatnie do sytuacji na rynku. Wszelkie

usztywnienia będą bowiem, przy ewentu-

alnych kryzysach, ponownie dawać efekt

utraty rentowności przedsiębiorstw.

BIBLIOGRAFIA:

[1] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady

(UE) 2023/1791 z dnia 13 września 2023 r.

w sprawie efektywności energetycznej oraz

zmieniająca rozporządzenie (UE) 2023/955

(wersja przekształcona)

[2] Energetyka cieplna wliczbach 2023, Wydawca

Urząd Regulacji Energetyki, Warszawa 2025,

[3] Energetyka cieplna wliczbach 2016, Wydawca

Urząd Regulacji Energetyki, Warszawa 2017,

[4] https://ptec.org.pl/wp-content/uplo-

ads/2024/10/RAPORT_PTEC-Wplyw-reg-

ulacji-UE-na-transformacje-sektora-

cieplownictwa-systemowego-w-Polsce-ocena-

skutkow-i-rekomendacje-w-zakresie-regulacji-

krajowych.pdf

[5] Surma T., prezentacja pt. Kilkadziesiąt razy

mniejsza emisja. Czy ciepłownictwo systemowe

to najbardziej ekologiczny sposób na ogrzewa-

nie polskich gospodarstw domowych

[6] Ustawa Prawo Energetyczne zdnia 10 kwietnia

1997 r. (Dz.U.2024.266 t.j. zdnia 2024.02.28)

[7] www.dhbenchmarking.pl

Księga4_25.indb 20Księga4_25.indb 20 15.04.2025 17:27:5115.04.2025 17:27:51