Regulator zbiera od wytwórców informacje dotyczące inwestycji w nowe moce

Jak zmienia się podsektor wytwarzania energii elektrycznej w Polsce? Regulator zbiera od wytwórców informacje dotyczące inwestycji w nowe moce.

Przypominamy, że termin przedłożenia Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki planów inwestycyjnych na najbliższe 15 lat mija 30 kwietnia br.

Do 30 kwietnia wytwórcy energii mają obowiązek sporządzić i przedłożyć Prezesowi URE plany inwestycji w nowe moce wytwórcze (lub ich aktualizacje) na lata 2022-2036. Na podstawie zebranych w badaniu informacji Regulator ocenia i prognozuje, jak inwestycje te wpłyną na stabilność działania krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE) oraz jakie działania należy podjąć, aby zapewnić bezpieczeństwo działania systemu.

W ostatnim badaniu planów inwestycyjnych na lata 2020-2034, o którym URE informowało w czerwcu 2021 r., Prezes URE stwierdził, że bilans mocy w KSE ulega pogorszeniu. Analiza wykazała, że pomimo stałego wzrostu mocy zainstalowanej w systemie – co ma miejsce za sprawą coraz bardziej dynamicznego rozwoju odnawialnych źródeł energii – spada moc dyspozycyjna, a to oznacza konieczność wprowadzania nowych rozwiązań rynkowych, które zabezpieczą stabilność pracy systemu.


Dołącz do nas 24 i 25 MARCA 2022 w ZABRZU podczas
XI edycji NAJWAŻNIEJSZEGO i NAJWIĘKSZEGO wiosennego spotkania branży
ODBIORCÓW – DOSTAWCÓW – PRODUCENTÓW biomasy, pelletu i RDF na cele energetyczne


Kto ma obowiązek przedłożenia planów inwestycyjnych?

Plany inwestycyjne składają Prezesowi URE przedsiębiorstwa zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w źródłach o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nie mniejszej niż 50 MW[1] – przy czym nie chodzi tu o moc zainstalowaną poszczególnych jednostek wytwórczych, lecz o sumę tych mocy w źródłach energii[2]. Wytwórcy, którzy złożyli już takie plany, powinni pamiętać, że co dwa lata mają obowiązek je aktualizować[3] i przekazywać Prezesowi URE oraz operatorom systemów elektroenergetycznych, do których sieci są przyłączeni informacje o tych aktualizacjach.

Co powinny obejmować plany inwestycyjne?

W planach powinny znaleźć się prognozy na najbliższe 15 lat, począwszy od 2022 roku, dotyczące:

  • ilości wytworzenia energii elektrycznej,
  • zaplanowanych do podjęcia działań modernizacyjnych,
  • rozbudowy istniejących lub budowy nowych źródeł,
  • dane techniczno-ekonomiczne na temat typu i wielkości tych źródeł, ich lokalizacji oraz rodzaju paliwa wykorzystywanego do wytwarzania energii elektrycznej.

Jak zrealizować obowiązek?

Urząd Regulacji Energetyki,

Departament Monitorowania Rynku,

02-222 Warszawa, Al. Jerozolimskie 181.

lub w formie dokumentu elektronicznego przy użyciu właściwego podpisu elektronicznego na elektroniczną skrzynkę podawczą Urzędu Regulacji Energetyki na platformie ePUAP: /URE/SkrytkaESP.

  • Przesłane informacje powinny być opatrzone podpisami osób upoważnionych do reprezentowania przedsiębiorstw.
  • Uwaga! Formularze w formacie Excel (w osobnych plikach), należy przekazać również w formie elektronicznej na adres e-mail: prognozy@ure.gov.pl (w temacie wiadomości należy wpisać: nazwa przedsiębiorstwa energetycznego_prognozy 2022-2036).
  • Termin złożenia tych dokumentów mija 30 kwietnia 2022 r.
  • Prosimy o odpowiednie oznaczenie danych sensytywnych (jeśli takie występują), które mogą stanowić tajemnicę przedsiębiorstwa lub innych tajemnic prawnie chronionych, które nie powinny być ujawnione innym podmiotom.
  • Więcej informacji na ten temat w zakładce „Komunikaty Prezesa URE”.
  • W razie pytań lub wątpliwości prosimy o kontakt pod numerami telefonów:

22 487 57 06

22 487 56 04

***

  • W ostatnim raporcie URE dotyczącym planów inwestycyjnych w nowe moce wytwórcze w latach 2020 – 2034 Regulator ocenił, że w 2034 roku potencjał wytwórczy badanych podmiotów będzie mniejszy o ok. 11 proc. (4,6 GW) w stosunku do roku 2020. Przy czym kluczowym był fakt, że wytwórcy energii elektrycznej zaplanowali zwiększenie udziału źródeł niesterowalnych przy jednoczesnym zmniejszeniu mocy źródeł sterowalnych i wysoko dyspozycyjnych.
  • W horyzoncie do 2034 r. przedsiębiorcy planowali oddać do eksploatacji łącznie ponad 14,2 GW nowych mocy wytwórczych, z czego najwięcej miało pochodzić z technologii offshore (4,8 GW, tj. 34 proc. wszystkich nowych mocy), gazu ziemnego (4,4 GW, tj. prawie 31 proc. nowych mocy) oraz fotowoltaiki (2,8 GW, 19 proc. nowych mocy).
  • Jednocześnie w tym samym okresie wytwórcy planowali wycofanie z eksploatacji jednostek o łącznej mocy 18,8 GW, opartych głównie na węglu kamiennym (12,8 MW) i brunatnym (5,3 MW).

[1] Na podstawie art. 16 ust. 20 i 21 ustawy – Prawo energetyczne (Dz. U. z 2021 r. poz. 716 ze zm.).

[2] W tym kontekście zastosowanie będą miały postanowienia decyzji Prezesa URE udzielającej koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej, przy czym dotyczy to przedsiębiorstw energetycznych, których działalność gospodarcza wymaga uzyskania takiej koncesji (m.in. źródła energii o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej wyższej niż 50 MW). Nie zwalnia to z tego obowiązku wytwórców energii elektrycznej, których działalność nie wymaga uzyskania koncesji, tj. w źródłach energii o łącznej mocy zainstalowanej równej 50 MW niezaliczanych do instalacji odnawialnego źródła energii lub do jednostek kogeneracji (art. 32 ust. 1 pkt 1 lit. b ustawy – Prawo energetyczne).

[3] Aktualizacja sporządzana jest w systemie kroczącym, tj. każda aktualizacja obejmuje kolejny nowy 15 letni okres, zgodnie z następującą zasadą: prognoz, które są aktualizowane do dnia 30 kwietnia danego roku (n) obejmuje okres (n+14) lat.

źródło: www.ure.gov.pl


Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

 

 

Ciepłownictwo: najnowszy raport URE

Najnowszy raport Energetyka cieplna w liczbach przedstawia obraz rynku na podstawie danych zebranych przez Urząd Regulacji Energetyki od ponad 400 koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych. Wyniki badań pozwalają ocenić stan sektora, wskazać najważniejsze kierunki zmian zachodzących w polskim ciepłownictwie systemowym oraz niezbędne do podjęcia działania.

Do pobrania raport Energetyka_cieplna_w_liczbach_2020


Dołącz do nas 24 i 25 MARCA 2022 w ZABRZU podczas
XI edycji NAJWAŻNIEJSZEGO i NAJWIĘKSZEGO wiosennego spotkania branży
ODBIORCÓW – DOSTAWCÓW – PRODUCENTÓW biomasy, pelletu i RDF na cele energetyczne


Transformacja sektora energetycznego jest jednym z głównych i obecnie najszerzej dyskutowanych zagadnień dotyczących krajowej i europejskiej polityki klimatyczno-energetycznej. Podobny proces i wyzwania stoją także przed polskim ciepłownictwem. I choć ciepłownictwo, mając charakter lokalny oddziałuje na gospodarkę w znacznie mniejszym stopniu niż inne sektory energetyki, to aby sprostać nadchodzącym wyzwaniom i jednocześnie nie stracić szansy na uzyskanie wsparcia finansowego Unii Europejskiej w tym procesie, musi się ono zmienić.

Dostrzegając zachodzące zmiany oraz konieczność ich kontynuowania, a nawet intensyfikacji, regulator poświęca branży ciepłowniczej szczególną uwagę.

– Wszyscy mamy świadomość, że przed polskim ciepłownictwem stoi ogromne wyzwanie związane z procesem transformacji, wymuszonym przede wszystkim polityką klimatyczną, w tym zaostrzającymi się wymogami środowiskowymi oraz rosnącym kosztem zakupu uprawnień do emisji CO2. – zauważa Rafał Gawin, Prezes URE. – Zdając sobie sprawę z potrzeb tego sektora, od wielu miesięcy w Urzędzie pracujemy nad tym, aby model regulacyjny dopasować do dynamicznych zmian w otoczeniu rynkowym.

Jak postępuje transformacja w sektorze ciepłowniczym?

URE bada przedsiębiorstwa ciepłownicze od 19 lat. W tym czasie istotnie wzrosła sprawność wytwarzania, a jednocześnie sprawność przesyłania kształtowała się na niemal niezmienionym poziomie. Znacząco spadł poziom szkodliwych substancji emitowanych przez tę produkcję do atmosfery: głównie pyłów, dwutlenku siarki oraz tlenków azotu. Emisja CO2 obniżyła się o około 20 proc.

Ciepłownicy przygotowani na IED

Chcąc zdiagnozować poziom zaawansowania procesu dostosowywania źródeł ciepłowniczych do regulacji dyrektywy w sprawie emisji przemysłowych[1] (Industrial Emissions Directive) oraz związane z tym potrzeby inwestycyjne przedsiębiorstw ciepłowniczych, Urząd w 2020 roku przeprowadził monitoring rynku. Z badania wynika, że 97 proc. przedsiębiorstw zobowiązanych do dostosowania źródeł do przepisów unijnych rozpoczęło już inwestycje. Wysokość planowanych do poniesienia do końca 2029 r. nakładów na realizację tego celu ciepłownicy oszacowali na blisko 5,4 mld zł.

Tańsze paliwa do wytwarzania ciepła, a droższe CO2

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 koszt jednostkowy spadł w przypadku wszystkich stosowanych w ciepłownictwie paliw, za wyjątkiem węgla brunatnego. Najbardziej potaniały oleje opałowe oraz gaz wysokometanowy.

Rys. 1. Koszt jednostkowy paliw zużywanych w źródłach ciepła w latach 2018-2020

Mimo, że rok 2020 był okresem stabilizacji, a nawet niewielkich spadków kosztów paliw zużywanych do produkcji ciepła, to nastąpił wzrost średniej ceny ciepła (o 8,2 proc.) dla jego odbiorców. Stało się tak, ponieważ rośnie udział kosztów zakupu uprawnień do emisji CO2 w całkowitych kosztach wytwarzania. Istotny wpływ na dynamikę wzrostu średniej ceny wytwarzania ciepła w 2020 r. miał również wzrost cen wynikający z uproszczonego sposobu kalkulacji cen ciepła ze źródeł kogeneracyjnych.

Rys. 2. Średnia cena uprawnień do emisji CO2 w roku 2020 r. liczona dla 60 notowań

Rys. 3. Ceny ciepła wytworzonego z różnych rodzajów paliw w latach 2018-2020 r.

Rys. 4. Sprzedaż ciepła oraz przychody koncesjonowanego sektora ciepłowniczego w latach 2002-2020

Co z rentownością?

W 2020 roku – po raz drugi od 2013 r. – przychody osiągnięte przez koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze nie umożliwiły pokrycia kosztów prowadzenia działalności związanej z zaopatrzeniem odbiorców w ciepło. Wynik finansowy brutto ukształtował się na poziomie (-) 473 mln zł. Tym samym wskaźnik rentowności przedsiębiorstw ciepłowniczych był również ujemny i wynosił ok. (-) 2,4 proc. (w 2019 r. wynosił (-) 2,9 proc.).

Analizując dane za 2020 rok można zauważyć, że rentowność sprzedaży energii elektrycznej i ciepła była dodatnia, natomiast po uwzględnieniu pozostałej działalności operacyjnej miała wartość ujemną. Przyczyniły się do tego poniesione przez ciepłowników koszty zakupu uprawnień do emisji CO2 – wyniosły one ponad 11 mld zł, przy przychodach z ich sprzedaży na poziomie 50 mld zł, co w konsekwencji dało ujemny wynik na obrocie uprawieniami do emisji.

Rys. 5. Wskaźniki efektywności energetyki cieplnej

– Wysokie ceny CO2 oraz prognozy dalszych ich wzrostów, budzą uzasadnione obawy wszystkich uczestników rynku, ze względu na praktycznie bezpośrednie ich przełożenie na ceny zarówno energii elektrycznej jak i ciepła. Jednocześnie niepodejmowanie niezbędnych inwestycji w redukcję emisji, modernizację, zmianę sposobu wytwarzania w poszczególnych źródłach, może długoterminowo skutkować trwałym wzrostem cen ciepła, a w konsekwencji zmniejszaniem wykorzystania ciepłownictwa sieciowego dla potrzeb zaopatrzenia odbiorców w ciepło – reasumuje wyniki badania Prezes URE.

***

  • Pierwsze badanie sektora ciepłowniczego URE przeprowadził w 2002 roku. Od tego czasu znacznie zmieniła się struktura badanych przedsiębiorstw. Gdy startowaliśmy z monitoringiem, działalność w formie spółek kapitałowych prowadziło niewiele ponad 80 proc. koncesjonowanych firm, natomiast w 2020 r. było ich już 95,5 proc.
  • W 2020 r. badane przedsiębiorstwa ciepłownicze dysponowały sieciami o łącznej długości ponad 22 tys. km.
  • W ostatnich latach obserwowany jest stopniowy wzrost długości sieci ciepłowniczej. W okresie dziewiętnastu lat długość sieci przypadająca na jedno przedsiębiorstwo zwiększyła się ponad dwukrotnie. W 2020 r. na jedno przedsiębiorstwo sieciowe przypadało ponad 60 km sieci (w 2002 r. były to niecałe 24 km, a w 2019 – niespełna 59 km).
  • 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).
  • Przedsiębiorstwa wytwarzały ciepło w źródłach, wśród których przeważały źródła małe, tj. takie do 50 MW mocy zainstalowanej (44,6 proc. przedsiębiorstw wytwórczych w 2020 r.). Tylko dziesięć koncesjonowanych przedsiębiorstw dysponowało mocą osiągalną swoich źródeł przekraczającą 1 000 MW każde, a ich łączna moc osiągalna stanowiła ponad 1/3 mocy osiągalnej wszystkich koncesjonowanych źródeł.
  • Dywersyfikacja paliw zużywanych do produkcji ciepła postępuje bardzo powoli. W dalszym ciągu dominują paliwa węglowe, których udział w 2020 r. stanowił niemal 69 proc. paliw zużywanych w źródłach ciepła (w 2019 r. było to 71 proc., w 2018 r. – 72,5 proc., a w 2017 r. – 74 proc.).
  • Od 2002 r. udział paliw węglowych obniżył się o 12,8 punktu procentowego.
  • Jednocześnie wzrasta udział paliw gazowych – o 6,9 punktu procentowego i źródeł OZE – o 7,2 punktu procentowego od 2002 r.
  • W 2020 r. zmalało całkowite zadłużenie i zwiększyła się płynność finansowa przedsiębiorstw sektora.
  • W latach 2002-2020 zanotowano znaczący wzrost wskaźnika reprodukcji majątku trwałego. Wartość ta wzrosła o 37,5 proc., co wskazuje na wysoki stopień inwestowania, przewyższający poziom amortyzacji majątku trwałego.
  • W 2020 r. wytwarzaniem ciepła zajmowało się ponad 90 proc. wszystkich badanych przedsiębiorstw ciepłowniczych. Wytworzyły one – łącznie z ciepłem odzyskanym w procesach technologicznych – prawie 394 tys. TJ ciepła, co oznacza spadek produkcji w stosunku do roku poprzedniego o 1,6 proc.
  • W 2020 r. udział ciepła z kogeneracji wynosił 65,2 proc. produkcji ciepła ogółem.
  • W badaniu udział brało 370 przedsiębiorstw wytwarzających ciepło. 128 z nich wytwarza ciepło również w kogeneracji (34,6 proc.).
  • Średnia cena jednoskładnikowa ciepła[2] w 2020 r. ukształtowała się na poziomie 55,95 zł/GJ i była wyższa o 7,7 proc. od ceny z 2019 r. (51,93 zł/GJ), i o 13,1 proc. (49,46 zł/GJ) od ceny z roku 2018.
  • W 2020 r. wolumen sprzedaży ciepła ogółem przez koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze (łącznie z odsprzedażą innym przedsiębiorstwom) wyniósł ok. 344 tys. TJ i był o 0,3 proc. niższy niż w 2019 r.
  • W 2020 r. średnia cena ciepła[3] sprzedawanego ze wszystkich koncesjonowanych źródeł wytwarzających ciepło wyniosła 44,33 zł/GJ, wykazując tym samym wzrost o 8,2 proc. w stosunku do roku 2019 (40,97 zł/GJ), przy czym średnia cena ciepła sprzedawanego z koncesjonowanych źródeł wytwarzających ciepło bez kogeneracji wyniosła 51,87 zł/GJ, a średnia cena ciepła sprzedawanego z koncesjonowanych źródeł wytwarzających ciepło w kogeneracji wyniosła 41,32 zł/GJ.

[1] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z 24 listopada 2010 r. (tzw. dyrektywa IED) w sprawie emisji przemysłowych.

[2] Cena ta uwzględnia wszystkie opłaty związane z ciepłem (stałe, zmienne oraz przesyłowe).

[3] W odróżnieniu od średniej ceny jednoskładnikowej ciepła cena ta uwzględnia wszystkie opłaty związane z ciepłem (stałe, zmienne), ale nie zawiera stawek za usługi przesyłania ciepła.

źródło: www.ure.gov.pl


Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

 

 

Komisja Europejska opublikowała projekt nowej dyrektywy ws. Corporate Sustainability Reporting

Komisja Europejska opublikowała projekt nowej dyrektywy ws. Corporate Sustainability Reporting

  • Nowa dyrektywa ma zastąpić dotychczasową dyrektywę ws. ujawniania informacji niefinansowych.
  • Znacznie rozszerza katalog podmiotów obowiązanych do raportowania na temat zrównoważonego rozwoju.
  • Wprowadza jednolity europejski standard raportowania oraz jego uproszczoną wersję dla mniejszych jednostek.

Projekt nowej dyrektywy znacząco poszerza zakres jednostek objętych obowiązkiem raportowania informacji nt. zrównoważonego rozwoju na wszystkie duże jednostki, bez względu na to czy są notowane czy nie.

Dodatkowo trzy lata później niż duże jednostki takie obowiązkowe raportowanie mieliby rozpocząć mali i średni emitenci.

Zasadniczą zmianą będzie także opracowanie jednolitego europejskiego standardu raportowania oraz jego uproszczonej wersji dla mniejszych jednostek, które zastąpią dotychczasową swobodę wyboru standardów.

Raporty na temat zrównoważonego rozwoju byłyby obowiązkowo umieszczane w ramach sprawozdania z działalności. Ponadto objęte byłyby obowiązkową weryfikacją w formie usługi poświadczającej przez biegłego rewidenta lub inny podmiot uprawniony do wykonywania usług poświadczających w tym obszarze sprawozdawczym.

Rada UE i PE rozpoczną wkrótce prace legislacyjne nad tym projektem. W prace będzie zaangażowana Polska. Wszyscy interesariusze mogą zapoznać się z projektem dyrektywy i oceną jej skutków przez KE pod poniższym linkiem: https://ec.europa.eu/info/publications/210421-sustainable-finance-communication_en#csrd

źródło: Ministerstwo Finansów


A wszystkich zainteresowanych tematem zapraszamy

🔜 27.04.2021, na bezpłatny webinar  🔝 Raportowanie niefinansowe ESG

Szczegóły: https://lp.powermeetings.eu/raportowanie-niefinansowe-esg

 

 


  

  

  

  

 

Najnowszy raport URE Energetyka cieplna w liczbach – 2019

Ciepłownictwo 2019 – wyzwania i najważniejsze kierunki zmian

Najnowszy raport URE Energetyka_cieplna_w_liczbach_2019 przedstawia obraz rynku na podstawie danych zebranych od ponad 400 koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych. Wyniki badań regulatora pozwalają ocenić stan sektora oraz najważniejsze kierunki zmian zachodzących w polskim ciepłownictwie.

„Polskie ciepłownictwo czeka trudny proces transformacji. Jest on wymuszony zaostrzającymi się wymogami środowiskowymi oraz rosnącym kosztem zakupu uprawnień do emisji CO2. Będzie to proces nie tylko długotrwały, ale również kosztochłonny. Jednak sektor musi się zmienić, jeżeli chce sprostać nadchodzącym wyzwaniom i jednocześnie nie stracić szansy na uzyskanie wsparcia finansowego Unii Europejskiej w tym procesie” – ocenia Rafał Gawin, Prezes URE. – „Urząd Regulacji Energetyki jest jednym z głównych podmiotów zaangażowanych w analizowanie i regulowanie tego sektora. Dysponujemy zatem doświadczeniem i wiedzą niezbędnymi do tego, by być partnerem w rozmowach zarówno z branżą jak i ustawodawcą na temat pożądanego i optymalnego kierunku zmian” – dodaje.

Jaka jest kondycja branży?

W ostatnich latach systematycznie spada sprzedaż ciepła. Mimo to, wyłącznie w 2018 r. zanotowano spadek przychodów sektora ciepłowniczego (o 3 proc.), w 2019 r. przychody te ponownie wzrosły o 1,2 proc. Natomiast rok 2019 był kolejnym, w którym rosły koszty sektora – po dwuprocentowym wzroście w 2018 r., w 2019 r. koszty wzrosły o dalsze 6,2 proc. Do wzrostu kosztów działalności przedsiębiorstw ciepłowniczych w ubiegłym roku przyczynił się niewątpliwie wzrost kosztów: uprawnień do emisji CO2, zakupu energii elektrycznej, paliwa technologicznego, a także usług obcych.

Po raz pierwszy od 2013 r. przychody osiągnięte przez koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze nie umożliwiły pokrycia kosztów prowadzenia działalności związanej z zaopatrzeniem odbiorców w ciepło. Obniżenie wyniku finansowego wiąże się również z obniżeniem rentowności przedsiębiorstw ciepłowniczych. Wskaźnik rentowności w 2019 r. osiągnął wartość ujemną – prawie (-) 3 proc. i obniżył się w stosunku do roku poprzedniego o 4,8 punktu procentowego – głównie w przedsiębiorstwach posiadających źródła ciepła, w których ciepło wytwarzane jest w kogeneracji z energią elektryczną (obniżenie o 8,34 punktu procentowego w stosunku do 2018 r.).

W przypadku przedsiębiorstw produkujących ciepło w kogeneracji z produkcją energii elektrycznej, przedstawienie wyników finansowych tylko w zakresie działalności ciepłowniczej jest trudne, bowiem niemożliwe jest jednoznaczne rozdzielenie kosztów wytwarzania energii elektrycznej i ciepła według miejsca powstania, a co za tym idzie – określenie efektywności wyłącznie dotyczącej wytwarzania ciepła. Na podstawie danych ze sprawozdań Ministerstwa Aktywów Państwowych wyraźnie jednak widać, że przedsiębiorstwa te odnotowały w 2019 r. wysoki poziom wskaźnika rentowności sprzedaży energii elektrycznej i ciepła łącznie. Dopiero pozostała działalność operacyjna przyniosła stratę. Do sytuacji tej przyczyniły się ponownie koszty zakupu uprawnień do emisji CO2.

Rentowność i koszty uprawnień do emisji CO2

Minione dwa lata przyniosły znaczący wzrost cen uprawnień do emisji CO2. Koszty ich zakupu znalazły odzwierciedlenie w wynikach finansowych przedsiębiorstw ciepłowniczych, w szczególności w tych przedstawianych przez przedsiębiorstwa posiadające źródła, w których ciepło wytwarzane jest w jednostkach kogeneracji. Jednak w przypadku przedsiębiorstw posiadających takie jednostki, na wyniki finansowe związane z działalnością ciepłowniczą wpływ mają stosowane metody podziału kosztów. W zależności od przyjętej metody, koszty mogą w różnym stopniu obciążać poszczególne działalności, a tym samym wpływać na wysokość wykazywanych wyników finansowych ze sprzedaży ciepła i sprzedaży energii elektrycznej. Efektywność przedsiębiorstw produkujących ciepło i energię elektryczną w skojarzeniu można zatem oceniać wyłącznie w oparciu o dane dotyczące całej działalności danego przedsiębiorstwa. Bierzemy więc pod uwagę rentowność, jaką uzyskują one ze sprzedaży ciepła i sprzedaży energii elektrycznej łącznie.

Ponieważ obszar ten jest bardzo złożony i ma duże znaczenie dla pełnej i spójnej oceny ekonomicznej przedsiębiorstw produkujących ciepło i energię elektryczną w skojarzeniu, Prezes URE prowadzi osobny, dedykowany temu obszarowi monitoring przedsiębiorstw ciepłowniczych. Wyniki tych badań poznamy jeszcze w tym roku.

Wyzwania środowiskowe a inwestycje

Chcąc zdiagnozować zaawansowanie procesu dostosowywania źródeł ciepłowniczych do dyrektywy w sprawie emisji przemysłowych[1] oraz związane z tym potrzeby inwestycyjne przedsiębiorstw ciepłowniczych, w pierwszym kwartale 2020 roku Urząd przeprowadził monitoring rynku ciepłowniczego pod tym kątem. Badanie objęło prawie 90 przedsiębiorstw. Ze wstępnej analizy informacji przedstawionych przez ciepłownie wynika, że 97 proc. przedsiębiorstw zobowiązanych do dostosowania swoich źródeł do tzw. dyrektywy IED rozpoczęło już inwestycje. Wysokość planowanych do poniesienia nakładów przez przedsiębiorstwa ciepłownicze na realizację tego celu, w latach 2020 – 2029, została określona na około 5,4 mld zł. Rezultaty tego monitoringu poznamy w najbliższych tygodniach.

***

Od 2002 r. – tj. od czasu pierwszego badania ciepłownictwa przeprowadzonego przez URE – liczba koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych zmniejszyła się o ponad połowę.

Znacząco spadł poziom emisji szkodliwych substancji do atmosfery, głównie pyłów, dwutlenku siarki oraz tlenków azotu; emisja CO2 obniżyła się o ok. 20 proc.

Całkowita wielkość mocy cieplnej zainstalowanej u koncesjonowanych wytwórców ciepła zmniejszyła się od 2002 r. o 24,5 proc.. W 2019 r. wielkość mocy cieplnej zainstalowanej wynosiła 53,5 GW , a osiągalnej 52,5 GW.

W latach 2002-2019 koncesjonowane ciepłownictwo zredukowało zatrudnienie o ponad połowę, stając się tym samym bardziej efektywnym ekonomicznie organizmem oraz dając świadectwo udanej możliwości zastąpienia monopolu regulacją.

Udział ciepła z kogeneracji w 2019 r. wyniósł 65 proc. produkcji ciepła ogółem i wzrósł o 1,5 punktu procentowego w stosunku do 2018 r. Nieznacznie zwiększył się również udział przedsiębiorstw wytwarzających ciepło w kogeneracji – spośród 375 wytwórców ciepła biorących udział w badaniu w 2019r., 33 proc. wytwarzało ciepło w kogeneracji (w 2018 roku było to 32 proc.; w 2015 – 25 proc.).

Następuje dywersyfikacja paliw zużywanych do produkcji ciepła. Dominują nadal paliwa węglowe, których udział w 2019 r. stanowił 71 proc. paliw zużywanych w źródłach ciepła (w 2018 r. było 72,5 proc, a w 2017 r. – 74 proc.) Od 2002 r. udział paliw węglowych obniżył się o 10,7 punktu procentowego. W tym czasie wzrósł udział paliw gazowych – o 5,8 punktu procentowego oraz źródeł OZE – o 6,6 punktu procentowego.
W 2019 r. wolumen sprzedaży ciepła przez koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze (łącznie z odsprzedażą innym przedsiębiorstwom) wyniósł prawie 345 tys. TJ i był o prawie 4 proc. niższy niż w 2018 r. (358 tys.TJ).
W 2019 r. średnia cena ciepła sprzedawanego ze źródeł wytwórczych wyniosła 40,97 zł/GJ i wzrosła o 5,8 proc. w stosunku do ceny w 2018 r. (38,72 zł/GJ).
Ceny ciepła ze źródeł wytwarzających ciepło w kogeneracji były zdecydowanie niższe niż ceny ciepła ze źródeł pozostałych – o 21,9 proc. Spowodowane to jest przede wszystkim bardziej efektywnym kosztowo sposobem wytwarzania ciepła (i energii elektrycznej) w kogeneracji, wielkością rynków, na potrzeby których wytwarzane jest ciepło w tej technologii (największe rynki w Polsce, w tym m.in. Warszawa, Poznań, Kraków, Wrocław, Łódź, Trójmiasto).
Stawka opłaty za usługi przesyłowe w 2019 r. wzrosła o 3,5 proc. (w stosunku do 2018 r.) i wyniosła 18,33 zł/GJ.

W ostatnich latach wzrósł poziom inwestycji w majątek ciepłowniczy. W 2019 r. wysokość nakładów wyniosła prawie 3,5 mld zł i wzrosła o 18 proc. w stosunku do 2018 r. Ponad połowę nakładów – prawie 59 proc. – przedsiębiorcy przeznaczyli na inwestycje w majątek wytwórczy. Przy czym w 2019 r. udział środków własnych w finansowaniu poniesionych nakładów wyniósł blisko 80 proc.

 

Pobierz raport: Energetyka_cieplna_w_liczbach_2019

 

źródło: www.ure.gov.pl

 


[1] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia 24 listopada 2010 r. w sprawie emisji przemysłowych (zintegrowane zapobieganie zanieczyszczeniom i ich kontrola.

Kontakt

Renata Kałużna Jesteśmy zespołem złożonym z doświadczonych profesjonalistów, działającym w ramach firmy powemeetings.eu, która specjalizuje się w doradztwie oraz organizacji konferencji i szkoleń dla różnych sektorów gospodarki.

Al. Jerozolimskie 27
00-508 Warszawa

tel.: +48 22 740 67 80
kom.: +48 603 386 917
faks: +48 22 672 95 89

NIP: 952-139-65-83
REGON: 363385059

Renata.Kaluzna@powermeetings.eu

Stronę redaguje: Jolanta Szczepaniak
Kontakt: powermeetings@powermeetings.eu