Raport URE 2025. Ciepłownictwo wychodzi spod kreski

2025 r. przyniósł w sektorze ciepłownictwa koncesjonowanego wzrost sprzedaży ciepła i rekordowe od czterech lat nakłady inwestycyjne. Sektor pozostaje jednak w połowie drogi transformacji: węgiel odpowiada za ponad połowę miksu paliwowego, a skala koniecznych inwestycji znacznie przekracza możliwości finansowe przedsiębiorstw ciepłowniczych. Co z raportu URE można wyczytać o kondycji sektora?

Raport „Energetyka cieplna w liczbach 2025” przygotowany przez Urząd Regulacji Energetyki (URE) bazuje na danych zebranych od 410 koncesjonowanych przedsiębiorstw.

Po wyjątkowo trudnych latach, naznaczonych kryzysem paliwowym wywołanym wojną w Ukrainie i drastycznym wzrostem kosztów operacyjnych, sektor ciepłownictwa systemowego w Polsce odnotował wyraźne odbicie finansowe.

Koncesja Gargamela URE jest wymagana przed rozpoczęciem działalności w zakresie wytwarzania, przesyłania lub obrotu ciepłem (wymóg posiadania koncesji nie dotyczy m.in. małych instalacji o mocy poniżej 5 MW).

Finansowe przebudzenie: od strat do zysków

Najważniejszą informacją płynącą z raportu URE jest znaczna poprawa rentowności polskiego ciepłownictwa koncesjonowanego. Przychody ogółem z działalności ciepłowniczej wyniosły w 2025 r. niemal 45 mld zł. Z kolei całkowite koszty prowadzenia działalności zmniejszyły się o 0,62% (r/r) do poziomu niespełna 42 mld zł. Oznacza to powrót sektora z głębokiej straty operacyjnej z 2023 r. (kiedy wynosiła ona minus 4 mld zł) do wypracowania w 2025 r. zysku brutto przekraczającego 2,5 mld zł.

Na ten wynik złożyły się dwa główne czynniki zmienne. Po pierwsze, wolumen sprzedaży ciepła wzrósł o 6,62% w stosunku do roku ubiegłego. Po drugie, wyraźnie staniały surowce. Jednostkowy koszt węgla kamiennego spadł o blisko 23% (r/r), a gazu ziemnego wysokometanowego o ponad 35%. W efekcie koszty paliwa technologicznego wraz z transportem obniżyły się aż o prawie 12%.

Warto jednak zaznaczyć, iż wewnątrz sektora zyski rozkładają się nierównomiernie. Rentowność wytwarzania bez kogeneracji osiągnęła zadowalający poziom 4,91% (wobec 0,25% w 2024 r.), ale rentowność jednostek kogeneracyjnych, choć wyszła z głębokich ujemnych wartości z lat ubiegłych, zatrzymała się na poziomie zaledwie 0,49%.

Średnia cena wytwarzania ciepła spadła o 2,88% do poziomu 102,69 zł/GJ. Równocześnie jednak średnia stawka opłaty za usługi przesyłowe wzrosła o 4,63% r/r, kształtując się na poziomie 33,23 zł/GJ. Jak podkreśla URE, koszt dostarczania ciepła coraz mocniej ciąży po stronie utrzymania infrastruktury przesyłowej.

Odwrót od węgla. Jak ewoluuje miks paliwowy?

2025 r. był kolejnym okresem wyraźnej dekarbonizacji. Udział węgla (kamiennego i brunatnego) w miksie paliwowym spadł z 57,4% w 2024 r. do 52,8%. To istotna zmiana w porównaniu z pierwszym rokiem badania URE (2002), kiedy węgiel stanowił 81,7 proc. energii chemicznej paliw. Zużycie węgla zmalało z 22 mln ton w 2002 r. do niespełna 10 mln ton obecnie*.

Luka po węglu jest wypełniana gazem ziemnym, który stanowi już 17,9% miksu (wzrost z 3,7% w 2002 r.), oraz odnawialne źródła energii (OZE), których udział wynosi niemal 15,7%. W kategorii OZE dominuje biomasa, stanowiąca 97% całego potencjału zielonej energii w polskim ciepłownictwie koncesjonowanym.

Transformację technologiczną wspiera rosnące znaczenie kogeneracji. Produkcja ciepła w skojarzeniu z energią elektryczną wzrosła r/r o 9,3 tys. TJ, podnosząc udział w produkcji ciepła ogółem z 64,1% do 65,4%. Co ważne, miks paliwowy jednostek kogeneracyjnych jest już znacznie bardziej „zielony” niż reszta sektora – węgiel stanowi w nich 47,5%, gaz 19,4%, a OZE 15,6%.

Sukcesywna zmiana miksu przekłada się wprost na korzyści ekologiczne. Intensywność emisji dwutlenku węgla spadła w ujęciu rocznym z 98,9 do 94,44 tony na każdy teradżul wyprodukowanego ciepła (-4,51%). Odnotowano równie istotny spadek emisji dwutlenku siarki o 11,61%. Uwagę zwraca jednak niepokojący, skokowy wzrost wskaźnika intensywności emisji tlenków azotu, który wzrósł r/r o blisko 60% (z 0,10 t/TJ do 0,15 t/TJ).

Wyzwania inwestycyjne i infrastrukturalne

Przełom w rentowności zachęcił – a polityka klimatyczna Unii Europejskiej zmusiła – przedsiębiorstwa do odblokowania procesów inwestycyjnych. Nakłady związane z modernizacją, rozwojem i ochroną środowiska wyniosły 5,59 mld zł, co jest wynikiem najwyższym od czterech lat (wzrost r/r wobec 4,65 mld zł w 2024 r.). Najwięcej inwestowano w województwach mazowieckim (1,54 mld zł), śląskim (731 mln zł) oraz pomorskim (543 mln zł).

Sektor sprawniej zarządza długiem – całkowite zadłużenie nieznacznie spadło (wskaźnik 0,5566 z 0,5745 w roku ubiegłym), a wskaźnik płynności poprawił się z 0,56 do prawie 0,60. Płynność poniżej jedności świadczy jednak o kłopotach z bieżącym regulowaniem zobowiązań.

Głównym ciężarem dla sektora pozostaje stara infrastruktura. Wskaźnik dekapitalizacji (zużycia) majątku trwałego wciąż wynosi 50,61%.

Według szacunków przywołanych przez URE, pełna zielona transformacja polskiego ciepłownictwa do 2050 r. będzie wymagała nakładów rzędu 300-500 mld zł. Regulator jednoznacznie wskazuje, iż nie ma możliwości przeniesienia całości tych kosztów na odbiorców w taryfach. Zdolność kredytowa („bankowalność”) projektów, zewnętrzne dofinansowanie, środki z UE oraz wdrażanie koncepcji integracji sektorowej (m.in. Power to Heat, kotły elektrodowe) będą kluczem do przetrwania branży i spełnienia wymagań unijnego systemu ETS.

* Dane te nie są w pełni porównywalne. W 2002 r. wymagana moc zainstalowana dla koncesjonowanych przedsiębiorstw wynosiła 1 MW, w tej chwili to 5 MW.

Źródło: Izba Gospodarcza Ciepłownictwo Polskie