Ciepło drożeje, a klienci szukają alternatywy. Ciepłownie muszą zmienić sposób działania

Rosnące ceny ciepła sprawiają, że wspólnoty mieszkaniowe i spółdzielnie coraz częściej rozważają własne źródła ogrzewania. Jednak to może oznaczać dla ciepłowni spadek sprzedaży i ryzyko dalszego wzrostu kosztów dla pozostałych odbiorców. O tym, jak uniknąć spirali podwyżek i odłączeń, czy pompy ciepła stanowią realną alternatywę oraz co przedsiębiorstwa ciepłownicze powinny zrobić w najbliższych latach opowiada Piotr Kleinschmidt, Dyrektor Programu Ciepłownictwo Forum Energii.

---

Co dzieje się z kosztami przedsiębiorstwa ciepłowniczego, gdy jeden z budynków odłącza się od sieci? Które wydatki maleją, a które pozostają i mogą obciążyć pozostałych odbiorców?

Zacznijmy od tego, dlaczego odbiorcy w ogóle zaczynają o tym myśleć. W 2021 r. średnia cena ciepła sprzedawanego z sieci, wraz z dostawą, wynosiła według URE około 69 zł/GJ netto. W 2025 r. było to już 141 zł/GJ — ponad dwukrotnie więcej. Przy takiej zmianie szukanie alternatywy staje się zrozumiałe.

Po odłączeniu budynku ciepłownia zużywa mniej paliwa, ogranicza wydatki na emisje i część kosztów eksploatacyjnych. Nadal jednak musi utrzymywać sieć, obsługę i rezerwę mocy oraz spłacać inwestycje. Rur nie da się skrócić proporcjonalnie do utraconej sprzedaży. Jeżeli przedsiębiorstwo nie dostosuje kosztów, ich większa część może przypaść na pozostałych odbiorców.

Dlatego odłączenia powinny być traktowane jako sygnał do zmiany sposobu działania. Sama podwyżka taryfy może chwilowo wyrównać przychody, ale jednocześnie przekonać kolejnych klientów, żeby poszukali własnego źródła.

Czy odłączenia są już zauważalnym problemem polskiego ciepłownictwa, czy raczej ryzykiem na kolejne lata? Jakie dane lub konkretne przykłady pozwalają ocenić skalę zjawiska?

Mamy już konkretne przykłady, choć dostępne dane ogólnopolskie nie pozwalają mówić o masowej fali odłączeń. W Bielsku Podlaskim spółdzielnia mieszkaniowa uruchomiła w 2024 r. pompy ciepła z fotowoltaiką w kolejnych 22 budynkach, zastępując ciepło sieciowe przy przygotowaniu ciepłej wody.

Ryzyko może więc narastać stopniowo: najpierw własna instalacja do ciepłej wody, później częściowe pokrywanie ogrzewania. Dla ciepłowni utrata odbioru latem jest szczególnie dotkliwa, bo infrastruktura pozostaje, a jej wykorzystanie maleje. Warto monitorować te decyzje już na etapie zapytań wspólnot i spółdzielni, kiedy można jeszcze zaproponować im konkurencyjne rozwiązanie.

Co najczęściej skłania dziś odbiorców do rozważania własnego źródła ciepła?

Przede wszystkim rachunek i obawa przed kolejnymi podwyżkami. Skalę problemu pokazuje już konstrukcja bonu ciepłowniczego: pomoc dla gospodarstw spełniających kryterium dochodowe zaczyna się przy cenie przekraczającej 170 zł/GJ netto, a najwyższy próg dotyczy cen powyżej 230 zł/GJ. Osłony pomagają opłacić rachunek, ale nie usuwają przyczyn wysokich kosztów.

Ceny ciepła dla gospodarstw domowych wzrosły między 2015 r. a sierpniem 2025 r. o około 83% w Polsce, wobec około 25% w Danii i Szwecji. To pokazuje, że tak duża skala wzrostu nie była nieunikniona.

Problemem jest utrzymująca się zależność od kupowanych paliw, brak elastyczności, brak dywersyfikacji źródeł. W bilansie paliw wykorzystywanych do produkcji ciepła w 2025 r. węgiel odpowiadał za około 53%, gaz za 18%, a biomasa za 15%. Zamiana węgla na gaz lub biomasę może poprawić parametry instalacji, ale sama w sobie nie chroni przed kolejnym skokiem cen paliwa. Odbiorcy szukają więc również większej przewidywalności i wpływu na własne koszty.

Wspólnota mieszkaniowa porównuje rachunki za ciepło sieciowe z ofertą instalacji pompy ciepła, być może połączonej z fotowoltaiką. Co powinna uwzględnić, żeby rzetelnie porównać całkowite koszty i bezpieczeństwo obu rozwiązań?

Porównywać trzeba pełny koszt ogrzewania przez kilkanaście lat. Sam rachunek za prąd dla pompy nie wystarczy: trzeba doliczyć inwestycję, finansowanie, serwis i wymianę urządzeń. Oba warianty należy ocenić dla tego samego komfortu i bezpieczeństwa dostaw.

Kluczowy jest test zimowy: ile prądu zużyje pompa podczas mrozu, przy temperaturze wymaganej przez instalację w budynku? Co zapewni ogrzewanie podczas awarii i ile kosztuje rezerwa? Fotowoltaika pomaga ograniczać wydatki, ale najwięcej produkuje latem, gdy potrzeby ogrzewania są najmniejsze.

Równie konkretnych odpowiedzi należy wymagać od ciepłowni. Istniejąca sieć może zapewnić dostęp do lokalnego ciepła ze ścieków czy przemysłu i ograniczyć zależność od kupowanych paliw. Wspólnota powinna jednak otrzymać wiarygodny harmonogram modernizacji oraz wyliczenie jej wpływu na rachunki. O pozostaniu przy sieci trudno zdecydować na podstawie samej obietnicy, że kiedyś będzie taniej.

Czy częściowe zastąpienie ciepła sieciowego własnym źródłem, przy pozostawieniu sieci na najzimniejsze dni, może być korzystne dla obu stron? Jak należałoby rozliczać gotowość dostawcy do zapewnienia tej rezerwy?

Nie jest to automatycznie korzystne dla obu stron. Budynek korzystający z sieci tylko podczas mrozów kupuje znacznie mniej ciepła, ale może nadal potrzebować pełnej mocy właśnie wtedy, gdy potrzebują jej wszyscy. Ciepłownia oszczędza na paliwie, lecz utrzymuje sieć i zdolność dostaw. Upowszechnienie takiego modelu może więc pogarszać wykorzystanie infrastruktury i podnosić koszt dostarczanego ciepła.

Opłata za gotowość powinna odpowiadać rzeczywiście rezerwowanej mocy i uzasadnionym kosztom jej zapewnienia, tak aby nie obciążać nimi pozostałych odbiorców

Dlatego tam, gdzie sieć już istnieje, warto najpierw porównać taki wariant ze wspólną modernizacją: dużymi pompami wykorzystującymi ścieki czy ciepło przemysłowe, magazynami i elastyczną pracą źródeł. To szansa na obniżenie kosztów dla wszystkich odbiorców. Hybryda budynkowa może mieć sens, ale korzyść trzeba wykazać po uwzględnieniu pełnego kosztu obu instalacji i utrzymania rezerwy.

Spadek sprzedaży ciepła może wynikać również z ocieplania budynków. Jak planować modernizację ciepłowni i sieci, żeby nie przewymiarować inwestycji, za które odbiorcy będą płacić przez kolejne lata?

Ciepłownię trzeba projektować dla budynków, jakie będą za dziesięć czy piętnaście lat. Dlatego plan inwestycyjny powinien powstawać wspólnie z miastem, spółdzielniami i wspólnotami: uwzględniać termomodernizacje, nowe przyłączenia, zmiany liczby mieszkańców i zapotrzebowanie na ciepłą wodę.

Potrzebne są różne scenariusze zużycia oraz sprawdzenie, jak zapotrzebowanie zmienia się w ciągu roku. Źródło potrzebne przez kilkadziesiąt najzimniejszych godzin nie musi być projektowane tak samo jak instalacja pracująca przez większość sezonu. Warto inwestować etapami i dobierać urządzenia, których pracę można elastycznie łączyć.

Termomodernizacja daje przy tym dodatkową korzyść: może umożliwić obniżenie temperatury zasilania budynków, co ogranicza straty sieciowe i poprawia warunki wykorzystania pomp oraz ciepła odpadowego. Przedsiębiorstwo powinno tę zmianę współorganizować i uwzględniać w swoim modelu biznesowym.

Po czym można poznać, że systemowi grozi spirala: wyższe ceny, kolejne odłączenia i dalszy wzrost kosztów?

Sygnałem ostrzegawczym jest sytuacja, w której spadek sprzedaży prowadzi do podwyżek, a te skłaniają kolejnych odbiorców do odejścia. Szczególnie gdy przedsiębiorstwo nie potrafi pokazać, jak zamierza ograniczyć koszty.

Wyjście z tej spirali wymaga planu obniżania kosztów, który przekona odbiorców do pozostania. Kolejne podwyżki bez zmiany sposobu działania przedsiębiorstwa tylko pogłębiają problem

Gdzie przebiega granica między uzasadnionym pokrywaniem kosztów utrzymania sieci a przerzucaniem na mieszkańców skutków zbyt późnej modernizacji przedsiębiorstwa?

Za opóźnioną modernizację już płacimy w rachunkach. Odpowiedzialność ponoszą zarówno przedsiębiorstwa i ich właściciele, jak i państwo, które kształtuje regulacje i warunki finansowania sektora.

Przeszłości nie zmienimy. Skupmy się na tym co tu i teraz. To co powinniśmy robić to oceniać kolejne wydatki pod kątem tego, czy ograniczają przyszłe koszty i ryzyka. Zamiana węgla na gaz lub biomasę może utrwalić zależność od jednego kupowanego paliwa i jego cen. Odbiorcy powinni oczekiwać wiarygodnego planu: jakie lokalne zasoby wykorzysta ciepłownia, jak zwiększy elastyczność i jak przełoży się to na rachunki przy różnych cenach energii. Plan powinien pokazywać porównanie wariantów, finansowanie i terminy. To daje podstawę do oceny, czy mieszkańcy finansują wyjście z obecnych problemów, czy ich utrwalenie na kolejne dekady.

Czy obecne zasady taryfowania wystarczająco zachęcają ciepłownie do obniżania kosztów? Co warto w nich zmienić, aby korzyści z poprawy efektywności odczuwali również odbiorcy?

Bodźce są za słabe, a nieczytelne rachunki utrudniają odbiorcom ocenę pracy ciepłowni. Trudno wywierać presję na obniżanie kosztów, jeśli nie wiadomo, czy wyższa opłata wynika z ceny ciepła, zużycia czy sposobu rozliczenia budynku.

Publikowanie ceny jednoskładnikowej to dobry początek. W Forum Energii proponujemy publiczny Rejestr Cen Ciepła Systemowego, pozwalający porównać pełny roczny rachunek przy takim samym zużyciu i zamówionej mocy. Czytelne zestawienia dałyby mieszkańcom i samorządom podstawę do pytania, dlaczego w podobnym systemie ciepło kosztuje mniej.

Równolegle sposób kształtowania cen musi lepiej odpowiadać na zmienność rynku. Planowanie kosztów na podstawie danych historycznych i powolne korekty utrudniają reagowanie na zmiany cen energii. Przedsiębiorstwo powinno móc zachować część wypracowanych oszczędności jako zachętę do dalszej poprawy efektywności, a część przekazywać odbiorcom w niższych rachunkach.

W jakich warunkach duże pompy ciepła, kotły elektrodowe i magazyny ciepła mogą pomóc zatrzymać klientów dzięki niższym kosztom ogrzewania? Co przesądza o tym, czy wykorzystanie taniej energii elektrycznej przełoży się na konkurencyjny rachunek za ciepło?

Najwięcej dają wtedy, gdy tworzą wspólnie zarządzany układ. Przy niskich cenach energii elektrycznej można uruchamiać pompy ciepła lub kotły elektrodowe i napełniać magazyn. Przy wysokich cenach prądu może opłacać się zwiększenie produkcji w elektrociepłowni, sprzedaż energii elektrycznej i zachowanie ciepła na później. Magazyn pozwala oddzielić moment produkcji od momentu, w którym mieszkańcy potrzebują ogrzewania.

W analizie Forum Energii, na danych rynkowych z 2025 r., dodatkowy wynik z elastycznej pracy modelowej elektrociepłowni gazowej z magazynem dawał przestrzeń do obniżenia ceny wytwarzanego ciepła o około 21 zł/GJ, czyli 23%.

Potrzebni są ludzie i procedury, które potrafią przekładać dynamiczne informacje rynkowe na codzienne decyzje. Stałe przypisanie jednej jednostki do ciepłej wody, drugiej do pracy podstawowej, a trzeciej do szczytu nie wykorzystuje wszystkich możliwości takiego systemu.

Czy są miejsca, w których rozsądniejsze byłoby stopniowe ograniczenie zasięgu sieci i przejście na lokalne źródła? Jak przeprowadzić taką zmianę, żeby nie zostawić ostatnich odbiorców z kosztami, których nie są w stanie ponieść?

Takie przypadki mogą się zdarzać, ale najpierw sprawdziłbym niewykorzystany potencjał istniejącej sieci. Aktualna wysoka cena ciepła z ciepłowni nie przesądza, że sama sieć nie ma przyszłości

Nie należy jednak pochopnie rezygnować z istniejących aktywów. Koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze w Polsce dysponują ponad 23 tys. kilometrów sieci. To infrastruktura, dzięki której można wykorzystać na dużą skalę energię ze ścieków, przemysłu czy centrów danych. Miasto jest również zasobem energii, którą dziś często tracimy.

Jeśli analiza potwierdzi zasadność ograniczenia sieci, potrzebny jest wspólny plan przedsiębiorstwa i samorządu: termin zmiany, nowe źródło, finansowanie oraz sposób rozliczenia pozostających kosztów. Następca dotychczasowej usługi musi być dostępny, zanim zostanie ona wyłączona.

Co przedsiębiorstwo ciepłownicze powinno zrobić w najbliższych dwóch–trzech latach, żeby klient mający wybór chciał pozostać przy cieple sieciowym?

Zacząłbym od zmiany sposobu pracy. Przedsiębiorstwo powinno znać godzinowe koszty swoich źródeł, umieć prognozować zapotrzebowanie i reagować na ceny energii elektrycznej. Potrzebuje do tego kompetencji, jasno przypisanej odpowiedzialności i kontraktów umożliwiających zmianę pracy urządzeń. Część tych zadań można realizować z partnerem, również na rynku usług bilansujących. Elastyczność trzeba najpierw opanować organizacyjnie, żeby dobrze wykorzystać kolejne inwestycje.

Równolegle należy wspólnie z miastem zinwentaryzować lokalne zasoby: ścieki, ciepło przemysłowe, centra danych, wodę, grunt itp. Z odbiorcami uzgodnić plany termomodernizacji i obniżania temperatury instalacji. Na tej podstawie dobierać źródła oraz magazyny, etapami, z oceną wpływu na pełny koszt dostawy.

Klient powinien zobaczyć konkretny harmonogram i wiedzieć, jak inwestycje wpłyną na jego rachunek. Przewagą ciepłowni może być to, że potrafi korzystać z wielu zasobów i zmieniać sposób ich wykorzystania, kiedy warunki się zmieniają. Wtedy płacimy za wiedzę, skalę i bezpieczeństwo, które trudno zapewnić pojedynczemu budynkowi.

---

Michał Krajniak

Dziennikarz analityczny, który patrzy na energetykę przez pryzmat polityki i gospodarki. Opisuje wyzwania sektora oraz przygląda się postępującym trendom rynkowym.