2020
Przedsiębiorstwa koncesjonowane
Na koniec 2020 r. na regulowanym rynku ciepła działało 387 przedsiębiorstw, które posiadały koncesje udzielone przez Prezesa URE na działalność w zakresie wytwarzania, przesyłania i dystrybucji oraz obrotu ciepłem.
Od pierwszego badania w 2002 r., liczba koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych w Polsce zmniejszyła się o ponad połowę, 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 zachodzącego na rynku ciepła. Znaczny spadek liczby podmiotów koncesjonowanych, w nieznacznym stopniu wpłynął jednak na zmianę wielkości regulowanego rynku ciepła.
Zmieniła się w tym okresie również struktura form prawnych badanych koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych. Zmiany te świadczą o intensywności przekształceń własnościowych i organizacyjnych w polskim ciepłownictwie. W 2020 r. liczba koncesjonowanych podmiotów prowadzących działalność gospodarczą w formie spółek z ograniczoną odpowiedzialnością wynosiła 309 (na 399 ogółem, co stanowiło 77,4%), zaś podmiotów prowadzących działalność gospodarczą w formie spółek akcyjnych było 72 (na 399 ogółem, co stanowiło 18%).
W ciągu minionych 19 lat zdecydowanie wzrósł udział przedsiębiorstw, których przychody z działalności ciepłowniczej kształtują się na poziomie od 70 do 100% łącznych przychodów – o ok. 14 punktów procentowych od 2002 r. Znacząco wzrósł udział firm typowo ciepłowniczych (grupa PKD 35.3) – o blisko 21 punktów procentowych, natomiast wyraźnie spadł, bo aż o ponad 23 punkty procentowe, udział przedsiębiorstw spoza energetyki prowadzących działalność gospodarczą związaną z zaopatrzeniem odbiorców w ciepło, a więc przedsiębiorstw należących do grup PKD innych niż 35.1 i 35.3.
Koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze były, w większości przypadków, zintegrowane pionowo i zajmowały się zarówno wytwarzaniem ciepła, jak i jego dystrybucją a także obrotem – od 2002 r. ich udział w strukturze badanych przedsiębiorstw zwiększył się o blisko 9 punktów procentowych i wyniósł w 2020 r. 83,7%.
Potencjał ciepłownictwa
Koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze dysponują zróżnicowanym i rozdrobnionym potencjałem technicznym określanym przez dwie podstawowe wielkości, tj. zainstalowaną moc cieplną oraz długość sieci ciepłowniczej.
Całkowita wielkość mocy cieplnej zainstalowanej u koncesjonowanych wytwórców ciepła zmniejszyła się od pierwszego badania w 2002 r. o 25%, ale w ostatnich latach obserwowana jest jej stabilizacja. W 2020 r. wartość mocy cieplnej zainstalowanej wynosiła 53 271,1 MW, a osiągalnej 52 593 MW (w 2019 r. wartości te wynosiły odpowiednio: 53 560,9 MW i 52 555 MW).
Spośród badanych przedsiębiorstw, 370 zajmowało się wytwarzaniem ciepła, 365 przesyłaniem i dystrybucją ciepła a 102 zajmowały się obrotem.
Przedsiębiorstwa wytwarzały ciepło w źródłach różnej wielkości z przewagą ilościową źródeł małych − do 50 MW (44,6% przedsiębiorstw wytwórczych w 2020 r.). Tylko dziesięć koncesjonowanych przedsiębiorstw dysponowało mocą osiągalną źródeł przekraczającą 1 000 MW każde, a ich łączna moc osiągalna stanowiła ponad 1/3 mocy osiągalnej wszystkich źródeł koncesjonowanych. Podmioty te działały również w obszarze wytwarzania energii elektrycznej.
Koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze dysponowały w 2020 r. sieciami o długości 22 123,1 km (w 2019 r. − 21 701,2 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 8,5% nie posiadało sieci, 67,9% przedsiębiorstw dysponowało sieciami o długości powyżej 10 km, a z tego 31,4% dysponowało sieciami powyżej 50 km.
W okresie dziewiętnastu lat badań koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych, długość sieci przypadająca na jedno przedsiębiorstwo (sieciowe) zwiększyła się ponad dwukrotnie. W ostatnich latach obserwowany jest stopniowy wzrost długości sieci ciepłowniczej, a w 2020 r. na jedno przedsiębiorstwo (sieciowe) przypadało 60,6 km sieci (23,8 km w 2002 r./58,7 km w 2019 r.)
Wartością charakteryzującą potencjał sektora jest również zatrudnienie. W roku 2020 wielkość zatrudnienia ogółem wyniosła 47,7% wielkości zatrudnienia w roku 2002, przy redukcji podmiotów aktywnych na rynku z poziomu 835 do 395 (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 tym samym „wyjęta” spod obserwacji). Można jednak wskazać, że w roku 2002 na jednego zatrudnionego przypadało 7 791,6 GJ sprzedanego ogółem ciepła, zaś w roku 2020 na jednego zatrudnionego przypadało 11 959,9 GJ sprzedanego ogółem ciepła (wzrost o 53,5%). Zmniejszenie liczby zatrudnionych spowodowane było także potrzebą racjonalizacji kosztów działalności. Również postęp techniczny i technologiczny w przedsiębiorstwach ułatwił taką politykę personalną. W wyniku znacznego ograniczenia zatrudnienia w sektorze nastąpił znaczny wzrost wydajności pracy mierzony wielkością przychodu na zatrudnionego.
Produkcja ciepła i zużycie paliw
W 2020 r. wytwarzaniem ciepła zajmowało się ponad 90% wszystkich badanych przedsiębiorstw ciepłowniczych. Wytworzyły one łącznie z ciepłem odzyskanym w procesach technologicznych (odzysk ciepła) 393,8 tys. TJ ciepła, co oznacza spadek o 1,6% w stosunku do roku ubiegłego.
Do odbiorców przyłączonych do sieci trafiło ostatecznie 57% ciepła wytworzonego przez koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze − po zaspokojeniu własnych potrzeb cieplnych przedsiębiorstw oraz uwzględnieniu strat podczas przesyłania.
W roku 2020 nastąpiła stabilizacja udziału ciepła produkowanego w kogeneracji, pomimo że w latach poprzednich obserwowany był niewielki, ale systematyczny wzrost jego udziału.
W 2020 r. udział ciepła z kogeneracji wynosił 65,2% produkcji ciepła ogółem, podobnie jak w 2019 r., natomiast w 2018 r. udział ten wynosił 63,5% i był większy o 2,4 punktu procentowego w porównaniu z rokiem 2017. Jeśli chodzi o udział liczby przedsiębiorstw wytwarzających ciepło w kogeneracji mamy również do czynienia z sytuacją bliską stabilizacji. Spośród 370 przedsiębiorstw wytwarzających ciepło, 128 z nich wytwarza ciepło również w kogeneracji (34,6%). Udział przedsiębiorstw wytwarzających ciepło w kogeneracji w 2019 r. wynosił 33,3%.
Obowiązujące do 7 maja 2020 r. rozporządzenia taryfowe dla ciepła wprowadziło kolejne zmiany mające na celu umożliwienie przy ustalaniu taryf dla ciepła z kogeneracji zwiększenie planowanego przychodu ze sprzedaży ciepła. Najistotniejszą z nich było uniemożliwienie obniżenia już raz osiągniętej ceny ciepła (de facto planowanego przychodu z jego sprzedaży), pomimo zmiany warunków wykonywania działalności gospodarczej przez przedsiębiorstwo energetyczne, wskazującej na obniżenie kosztów tej działalności. Dodatkowo zliberalizowano przepisy dotyczące uproszczonego sposobu kształtowania taryf dla ciepła wytworzonego w kogeneracji poprzez zapis, w tym i w aktualnie obowiązującym rozporządzeniu, dotyczący maksymalnej zmiany planowanych przychodów zawarty w § 13 ust. 7, który stanowi że: „w przypadku, gdy wartość wskaźnika wzrostu przychodów, o którym mowa w ust. 6, będzie niższa od zera, przyjmuje się wartość tego wskaźnika równą zero”.
Rozporządzenie Ministra Klimatu z 7 kwietnia 2020 r. (Dz. U. z 2020 r. poz. 718 ze zm.) – rozporządzenie taryfowe, które uwzględniło kolejny bodziec do zaspokojenia zwiększonych przychodów przedsiębiorstwom energetycznym wytwarzającym ciepło w kogeneracji poprzez umożliwienie doliczenia do ceny ciepła kwot określonych w § 47 tego rozporządzenia, ponownie przełożyło się na zwiększone opłaty u odbiorców ciepła, które zostały przeniesione na lokatorów w budynkach wielolokalowych, do których dostarczane jest ciepło wytworzone w kogeneracji.
Z drugiej strony należy podkreślić, że uproszczony model regulacji, mający zastosowanie do kogeneracyjnych źródeł ciepła, charakteryzuje się dużą statycznością. Tym samym w dynamicznie zmieniającym się otoczeniu rynkowym, gdzie w bardzo szybkim tempie rosną ceny kluczowych dla kosztów uzasadnionych składników taryfy, takich jak ceny paliw i uprawnień do emisji CO2, model uproszczony często nie pozwala na odzwierciedlenie w pełni aktualnych kosztów ponoszonych przez przedsiębiorstwa energetyczne.
W latach 2002−2020 dywersyfikacja paliw zużywanych do produkcji ciepła postępowała bardzo powoli. Dominują w dalszym ciągu paliwa węglowe, których udział w 2020 r. stanowił 68,9% paliw zużywanych
Od 2002 r. udział paliw węglowych obniżył się o 12,8 punktu procentowego, zaobserwowano natomiast wzrost udziału paliw gazowych – o 6,9 punktu procentowego i źródeł OZE – o 7,2 punktu procentowego.
Udział poszczególnych paliw w wytwarzaniu ciepła jest również dosyć zróżnicowany terytorialnie. W ostatnich latach największe zróżnicowanie paliw zużywanych do produkcji ciepła obserwuje się w województwie mazowieckim. W trzech innych województwach widać znaczący udział źródeł odnawialnych (kujawsko-pomorskie, podlaskie i pomorskie), a w województwie lubuskim ponad 95% ciepła wytwarzane jest z gazu ziemnego. W dziewięciu województwach zdecydowanie dominuje węgiel kamienny – udział w zużyciu wynosi powyżej 80%, w tym najwięcej w dolnośląskim (blisko 90,4%).
Sprzedaż i ceny sprzedaży ciepła
W 2020 r. wolumen sprzedaży ciepła ogółem przez koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze (łącznie z odsprzedażą innym przedsiębiorstwom) wyniósł 343 690,7 TJ i był o 0,3% niższy niż w 2019 r. (344 712,6 TJ). Sprzedaż ciepła zakupionego (czysty obrót), stanowiąca część powyższego zbioru, kształtuje się na poziomie 895,7 TJ.
W 2020 r. średnia cena ciepła sprzedawanego ze wszystkich koncesjonowanych źródeł wytwarzających ciepło wyniosła 44,33 zł/GJ, co oznacza wzrost o 8,2% w stosunku do ceny w roku 2019 (40,97 zł/GJ). Jednocześnie średnia cena ciepła sprzedawanego z koncesjonowanych źródeł wytwarzających ciepło bez kogeneracji wyniosła 51,87 zł/GJ, zaś średnia cena ciepła sprzedawanego ze koncesjonowanych źródeł wytwarzających ciepło w kogeneracji wyniosła 41,32 zł/GJ.
Średnia cena ciepła sprzedawanego ze źródeł wytwarzających ciepło bez kogeneracji w 14 województwach była wyższa od średniej ceny ciepła sprzedawanego ze źródeł wytwarzających ciepło w kogeneracji. Największa różnica wystąpiła w województwie mazowieckim, w którym średnia cena ciepła ze źródeł wytwarzających ciepło bez kogeneracji była o 63,75% wyższa od średniej ceny ciepła sprzedawanego ze źródeł wytwarzających ciepło w kogeneracji. Najmniejsza różnica natomiast wystąpiła w województwie kujawsko-pomorskim (ok. 10%). Tylko w województwie warmińsko-mazurskim i wielkopolskim ceny ciepła ze źródeł pracujących w kogeneracji były wyższe od cen ciepła z pozostałych źródeł.
Koszty wytworzenia ciepła – a tym samym poziom jego cen − są ściśle skorelowane z rodzajem paliwa zużywanego do tej produkcji. W 2020 r. w stosunku do roku 2019 koszty tych paliw spadły. Przy czym koszt jednostkowy spadł w przypadku wszystkich stosowanych w ciepłownictwie paliw, z wyjątkiem węgla brunatnego. Najbardziej potaniały oleje opałowe oraz gaz wysokometanowy.
Stawka opłaty za usługi przesyłowe ukształtowała się w 2020 r. na poziomie wyższym o 3,6% niż w 2019 r. i wyniosła 19 zł/GJ. Najniższe stawki opłaty za usługi przesyłowe stosowały przedsiębiorstwa w województwie mazowieckim i łódzkim, natomiast najwyższe w województwie pomorskim, małopolskim i podkarpackim.
Sytuacja ekonomiczna
Na kształtowanie poziomu przychodów osiąganych przez przedsiębiorstwa ciepłownicze zasadniczy wpływ ma wielkość sprzedaży ciepła, która zależy od potrzeb cieplnych odbiorców i rodzaju paliwa zużywanego w źródle, który z kolei kształtuje średnie ceny ciepła oraz zakres usług świadczonych odbiorcom. Działania termomodernizacyjne odbiorców, wyższa średnia temperatura miesięcy zimowych oraz rosnący poziom oszczędności odbiorców, to powody zmniejszonych dostaw ciepła, a w konsekwencji niższe przychody przedsiębiorstw.
Rok 2020 był okresem szczególnym dla całej gospodarki, w tym również dla ciepłownictwa. W okresie pandemii nastąpiła stabilizacja na rynku paliw, chociaż nie spowodowało to obniżenia średniej ceny wytwarzania ciepła, na co miał wpływ poziom kosztów zakupu uprawnień do emisji dwutlenku węgla. Wzrosły zarówno koszty stałe (o 6,9%) jak i koszty zmienne (o 6,8%). Wśród kosztów zmiennych największą dynamiką wykazały się koszty energii elektrycznej (wzrost o 12,3%), koszty opłat za korzystanie ze środowiska (wzrost o 7,5%) oraz trudne do określenia ich struktury − pozostałe koszty zmienne (wzrost o 47,4%). W kosztach stałych na uwagę zasługują (również ze względu na trudność w określeniu ich struktury) – pozostałe koszty stałe, które notują wzrost o 40,3%.
Podobnie jak w latach poprzednich, niektóre spółki energetyczne (w tym elektrownie) dokonały odpisów aktualizacyjnych z tytułu utraty wartości aktywów. Odpisy aktualizacyjne ujmowane były w pozostałych kosztach operacyjnych (niekiedy w kosztach finansowych) i niewątpliwie wpłynęły na obniżenie wyników finansowych spółek.
2020 rok był już drugim od 2013 r., w którym przychody osiągnięte przez koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze nie umożliwiły pokrycia kosztów prowadzenia działalności związanej z zaopatrzeniem odbiorców w ciepło.
W ostatnich latach utrzymuje się dość znaczny poziom inwestowania w majątek ciepłowniczy, pomimo powrotu tego poziomu w roku 2020 do wielkości zbliżonej do roku 2018. Finansowanie inwestycji przez koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze, podobnie jak w latach ubiegłych, odbywa się głównie ze środków własnych, z lekkim przesunięciem wagi w roku 2020 na korzyść kredytów i pożyczek o blisko 7 punktów procentowych r/r. Jednym z powodów był na pewno niski poziom stopy referencyjnej, który w okresie od stycznia do kwietnia 2020 r. wynosił 1,5%, 8 kwietnia 2020 r. poziom ten został obniżony do 1% (spadek o 0,5 punktów procentowych), a 28 maja 2020 r. osiągnął wartość 0,1% i na takim poziomie utrzymał się do końca 2020 r. Nie bez znaczenia pozostawał utrzymujący się na niskim poziomie wskaźnik inflacji bazowej. W 2020 r. udział środków własnych w finansowaniu poniesionych nakładów wyniósł 72,35% nakładów całkowitych.
Rok 2020 był szczególny dla ciepłownictwa ze względu na pandemię koronawirusa SARS-CoV-2. Stabilnym cenom paliw towarzyszył znaczący wzrost cen ciepła ze źródeł wyposażonych w jednostki kogeneracji ze względu na wprowadzone rozporządzeniem taryfowym możliwości zmiany zatwierdzonych taryf dla ciepła zatwierdzanych metodą uproszczoną zgodnie z § 13 tego przepisu prawa, a także możliwością doliczenia w przypadku taryf dla takich jednostek, rekompensat z tytułu pokrycia kosztów zakupu uprawnień do emisji CO2 w 2018 roku, o których mowa w § 47 tego przepisu prawa.
Dla źródeł ciepła, w których ciepło wytwarzane jest w jednostkach kogeneracji, przedsiębiorstwo energetyczne powinno stosować uproszczony sposób kalkulacji cen i stawek opłat w taryfie dla ciepła z tych źródeł. W roku 2020 na 187 źródeł wytwarzania ciepła w kogeneracji, którym zatwierdzono taryfy dla ciepła, dla 185 źródeł wytwarzania zatwierdzono taryfę skalkulowaną w sposób uproszczony. Konsekwencją kalkulacji taryfy dla ciepła w sposób uproszczony jest brak bezpośredniego związku z kosztami. Ponoszone koszty stanowią jedynie walor informacyjny w procesie taryfowania, natomiast poziom zatwierdzanej taryfy dla ciepła oparty jest na wskaźnikach, o których mowa w § 13 rozporządzenia taryfowego. Patrząc od strony księgowej − Kierownicy jednostek wybierają bardziej korzystne dla całej działalności energetycznej klucze podziału kosztów, gdyż mamy do czynienia z sytuacją, w której część ponoszonych kosztów (w kogeneracji) w celu uzyskania określonego poziomu przychodów – na poziom tych przychodów nie wpływa.
Oceniając łącznie sytuację finansową przedsiębiorstw prowadzących działalność w zakresie wytwarzania ciepła i energii elektrycznej w źródłach wyposażonych w jednostki kogeneracji należy stwierdzić, że głównym powodem straty na tej działalności w 2020 r. (łącznie ujemnego wyniku finansowego na tej działalności -10,4% do przychodów z ciepła i energii elektrycznej z tych źródeł) są bardzo szybko rosnące koszty zakupu uprawnień do emisji CO2.
Aktualna sytuacja jest tym bardziej skomplikowana, że dynamicznie rosnącym cenom paliw (węgla i gazu ziemnego) towarzyszą znaczące wzrosty cen uprawnień do emisji CO2. W tej sytuacji znacznie trudniejsza jest realizacja inwestycji w transformację energetyczną. W dużych systemach ciepłowniczych paliwem „pomostowym” miał być gaz ziemny. Jednak przy aktualnym wzroście cen giełdowych tego paliwa nawet o kilkaset procent, będzie dużo trudniej zrealizować inwestycje w taki sposób, aby po ich zakończeniu i uruchomieniu jednostek udało się skalkulować ceny ciepła, które pozwolą utrzymać minimalną rentowność, a jednocześnie nie spowodują rezygnacji odbiorców z dostaw ciepła lub zatorów płatniczych. Tym samym istotne będą możliwość i umiejętność pozyskiwania środków zewnętrznych na realizację inwestycji mających na celu przede wszystkim uniezależnienie się od kosztów związanych z zakupem uprawnień do emisji CO2.