Home Blog Left SidebarPage 18

WYNIKI FINANSOWE GRUPY KAPITAŁOWEJ KOGENERACJA S.A. W 2022 R.

242 0
  • Grupa Kapitałowa KOGENERACJA S.A. osiągnęła w 2022 r. wynik EBITDA na poziomie 364 mln zł (2021 r.: 253 mln zł).
  • Grupa Kapitałowa KOGENERACJA S.A. osiągnęła zysk netto w wysokości 152 mln zł (2021 r.:57 mln zł).
  • W 2022 r. Grupa Kapitałowa KOGENERACJA S.A. sprzedała 2 273 GWh energii elektrycznej i 11 056 TJ ciepła, w tym KOGENERACJA: 1 134 GWh energii elektrycznej i 9 817 TJ ciepła. 

Wyniki finansowe

W 2022 r. Grupa Kapitałowa KOGENERACJA S.A. osiągnęła wynik EBITDA na poziomie 364 mln zł, tj. o 111 mln wyższy w porównaniu do analogicznego okresu roku ubiegłego (253 mln zł). Wynik finansowy netto Grupy wyniósł 152 mln zł i był o 95 mln wyższy niż w 2021 r. (57 mln zł). Wyższy wynik finansowy to efekt wyższych przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej.

Wyniki operacyjne

Pozytywny wpływ na wyniki operacyjne Grupy miał wzrost przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej o 425 mln zł oraz wzrost przychodów z tytułu rekompensat KDT o 60 mln zł.

Jednocześnie w 2022 r. Grupa Kapitałowa KOGENERACJA S.A. odnotowała wzrost kosztów z tytułu zakupu uprawnień do emisji CO2, wyniosły one 507 mln zł i były ponad dwukrotnie wyższe, tj. o 265 mln zł, w porównaniu do roku poprzedniego.

Bardzo duże znaczenie dla wyników finansowych Grupy miała wysoka cena sprzedaży energii elektrycznej, co szczególnie wpłynęło na wyniki EC Zielona Góra, gdzie przychody ze sprzedaży energii elektrycznej to obecnie ok. 80% przychodów ze sprzedaży produktów. Natomiast w KOGENERACJI S.A., ze względu na odmienną strukturę produkcji, wzrost ten dotyczył 48% przychodów ze sprzedaży.

W wyniku zmian otoczenia regulacyjnego Grupa została objęta Ustawą o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparcie niektórych odbiorców, która to ustawa określa maksymalną cenę energii elektrycznej w okresie od 1 grudnia 2022 r. do 31 grudnia 2023 r. Szacowany wpływ odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny za grudzień 2022 r. ujęto w kosztach sprzedaży 2022 r. w wysokości 20,7 mln zł (w tym: KOGENERACJA 0,6 mln zł i EC Zielona Góra 20,1 mln zł). 

– Mimo wysokiej dynamiki wzrostu cen energii elektrycznej na rynkach, KOGENERACJA w 2022 r. nie osiągnęła dodatniego jednostkowego wyniku finansowego, ze względu na znaczące zwiększenie kosztów zakupu uprawnień do emisji CO2. Natomiast w ramach Grupy uzyskano wyniki na poziomie wyższym aniżeli w roku poprzednim – mówi Andrzej Jedut, prezes zarządu KOGENERACJI S.A. – Nasza obecna aktywność skupia się na prowadzeniu w każdej z naszych lokalizacji działań, które wpisują się w ogłoszoną przez Spółkę w minionym roku Strategię Biznesową na lata 2022-2026, w ramach której deklarujemy zmniejszenie oddziaływania na środowisko naturalne poprzez obniżenie poziomu emisji CO2.

INNARGI BADA GEOTERMALNE OGRZEWANIE W KILONII

245 0

Innargi podpisała umowę z Stadtwerke Kiel na zbadanie potencjału geotermalnego ogrzewania miejskiego w Kilonii.

Duński deweloper ciepła geotermalnego Innargi podpisał umowę z lokalnym przedsiębiorstwem użyteczności publicznej Stadtwerke Kiel w celu zbadania potencjału dla geotermalnego ciepłownictwa w mieście w Szlezwiku-Holsztynie w Niemczech. Celem tej umowy jest dalsza dekarbonizacja ciepłownictwa w Kilonii w kierunku osiągnięcia planowanej neutralnej klimatycznie produkcji ciepła przez przedsiębiorstwo ciepłownicze do 2035 roku.

Umowa zawarta pomiędzy Innargi a Stadtwerke Kiel dotyczy zbadania podłoża, a tym samym określenia potencjału rozwoju geotermalnego ciepłownictwa w stolicy kraju związkowego, Kilonii. Obie strony chcą, aby badanie zostało zakończone przed końcem tego roku. W zależności od wyników może zostać zawarte porozumienie zakładające budowę i eksploatację przez Innargi kilku ciepłowni geotermalnych w Kilonii.

“Podpisany dziś list intencyjny to kolejny ważny krok w kierunku uczynienia naszego ciepłownictwa neutralnym pod względem emisji dwutlenku węgla. Chcemy zbadać, czy głęboka geotermia może być w przyszłości elementem składowym naszego programu transformacji energetycznej, ‘Kurs Klimaneutralität'” – powiedział dr Jörg Teupen, szef działu technologii i HR w Stadtwerke Kiel AG.

“Jeśli wyniki testów będą pozytywne, będziemy mogli rozpocząć produkcję za około pięć lat” – dodał Teupen.

“Ja i cały zespół Innargi jesteśmy zachwyceni umową o współpracy ze Stadtwerke Kiel. Jeśli chcemy odnieść sukces w transformacji naszego sektora energetycznego, należy zastosować nowe narzędzia – a energia geotermalna może odegrać ważną rolę w dostawach ciepła w przyszłości”, powiedział Samir Abboud, dyrektor generalny Innargi. “Razem z Stadtwerke Kiel badamy obecnie potencjał geotermalnego ciepła sieciowego i jestem przekonany, że w ciągu kilku lat będziemy mogli wnieść istotny wkład w zieloną transformację zaopatrzenia Kilonii w ciepło”.

W Kilonii woda geotermalna o temperaturze do 76 stopni będzie wydobywana z odwiertu produkcyjnego o głębokości do trzech kilometrów. Na powierzchni woda zostanie podgrzana do temperatury 90 stopni, niezbędnej dla sieci ciepłowniczej w Kilonii. Odbywa się to za pomocą wysokotemperaturowych pomp ciepła. Po wydobyciu ciepła, schłodzona woda geotermalna jest pompowana z powrotem pod ziemię przez odwiert zatłaczający i cykl zaczyna się od nowa.

Innargi specjalizuje się w wykorzystaniu energii geotermalnej dla potrzeb ciepłownictwa i dysponuje doświadczonym zespołem geologów, inżynierów zajmujących się zbiornikami, obiektami i odwiertami. Dodatkowo, firma opiera się na części

Źródło: Innargi

PGE ENERGIA CIEPŁA W BYDGOSZCZY STAWIA NA NISKOEMISYJNOŚĆ

320 0

PGE Energia Ciepła, z Grupy PGE, jest w trakcie budowy dwóch niskoemisyjnych źródeł wytwórczych w Bydgoszczy. Realizowane przedsięwzięcia zapewnią bezpieczeństwo dostaw ciepła i energii elektrycznej dla mieszkańców, a także wpłyną na poprawę jakości powietrza w regionie. Inwestycje w bydgoskiej elektrociepłowni są jednymi z wielu realizowanych w Grupie PGE w ramach dekarbonizacji obszaru ciepłownictwa. 

– Powstające w Elektrociepłowni PGE Energia Ciepła w Bydgoszczy dwie inwestycje, wpisują się w realizację celu Grupy PGE, który zakłada 70 – procentowy udział paliw niskoemisyjnych w produkowanym przez naszą Spółkę cieple do 2030 roku – mówi Przemysław Kołodziejak, prezes zarządu PGE Energia Ciepła. – Budowa nowych jednostek wytwórczych w Bydgoszczy, zasilanych gazem ziemnym to bardzo ważne przedsięwzięcie, będące kolejnym krokiem w transformacji ciepłownictwa w naszym kraju – dodał.

Realizacja pierwszej inwestycji rozpoczęła się na początku ubiegłego roku na terenie Elektrociepłowni Bydgoszcz I, zlokalizowanej przy ulicy Żeglarskiej w Bydgoszczy. W marcu 2022 roku otrzymano uprawomocnioną decyzję o środowiskowych uwarunkowaniach dla realizowanego projektu budowy kotłowni wodnej gazowej o łącznej mocy około 40 MW, a w styczniu 2023 roku odbyło się uroczyste wmurowanie kamienia węgielnego pod jej budowę. 

Nowa kotłownia rezerwowo-szczytowa na terenie Elektrociepłowni Bydgoszcz I składać się będzie z czterech wodnych kotłów gazowych o mocy 9,5 MWt każdy. Jej zadaniem będzie produkcja ciepła na potrzeby ogrzewania i dostarczania ciepłej wody użytkowej dla części mieszkańców Bydgoszczy. Zastosowane urządzenia zapewnią wysoką sprawność przetwarzania paliwa w energię cieplną, przy zachowaniu wysokiej niezawodności i dyspozycyjności. W ramach inwestycji powstanie również infrastruktura zewnętrzna, w skład której prócz wymienionych kotłów wchodzić będą m.in. urządzenia i obiekty pomocnicze, instalacja wody sieciowej wraz z pompownią, stacja przygotowania wody do instalacji wody sieciowej, a także układ dróg wewnętrznych i zagospodarowanie terenu. 

Druga inwestycja jest aktualnie w fazie realizacji w głównej jednostce wytwórczej, należącej do bydgoskiej elektrociepłowni tj. Elektrociepłowni Bydgoszcz II, znajdującej się przy ulicy Energetycznej w Bydgoszczy. W październiku 2022 roku została podpisana umowa  z wykonawcą inwestycji, a w grudniu tego samego roku otrzymano uprawomocnioną decyzję o uwarunkowaniach środowiskowych. 

Przedmiotem umowy inwestycji w Elektrociepłowni Bydgoszcz II jest realizacja, w formule „pod klucz”, usług i dostaw, mających na celu zaprojektowanie i zabudowę pięciu agregatów kogeneracyjnych opartych na silnikach gazowych o mocy łącznej52,6 MWe oraz źródła rezerwowo-szczytowego (gazowego kotła wodnego, elektrodowego kotła wodnego oraz gazowej wytwornicy pary) o mocy łącznej ponad 70 MWt, umożliwiających bezpieczną eksploatację oraz zapewniających osiąganie parametrów gwarantowanych. 

– Poprzedni i bieżący rok, jak i najbliższe lata są i będą dla nas czasem intensywnych działań. Jesteśmy w trakcie realizacji inwestycji w naszych dwóch jednostkach wytwórczych, związanych z przejściem na niskoemisyjne paliwo gazowe. Ich powstanie zapewni produkcję ciepła w sposób efektywny i przyjazny środowisku, mający też wpływ na poprawę jakości powietrza w mieście, w tym zdrowie mieszkańców – powiedział Sebastian Wasilewski, dyrektor PGE Energia Ciepła Oddział Elektrociepłownia w Bydgoszczy. 

Zakończenie inwestycji w Elektrociepłowni Bydgoszcz I zaplanowano jeszcze w tym roku. Jej wykonawcą jest Energotechnika – Energorozruch. Natomiast Wykonawcą inwestycji w Elektrociepłowni Bydgoszcz II, jest Konsorcjum Polimex Energetyka oraz Polimex Mostostal. Inwestycja zakończy się w I kwartale 2025 roku.

RUSZYŁA BUDOWA BLOKU GAZOWEGO NA TERENIE ELEKTROCIEPŁOWNI PGE EC W KIELCACH

287 0

Rozpoczęły się prace przy budowie układu kogeneracyjnego nowego bloku gazowego elektrociepłowni PGE Energia Ciepła w Kielcach. Inwestycja ma zostać przekazana do eksploatacji w IV kwartale 2023 r.

Na terenie inwestycji rozpoczęły się pierwsze prace ziemne. Wykonano już wykopy pod fundamenty komina oraz turbozespołu gazowego. Po przygotowaniu podłoża rozpocznie się montaż zbrojenia oraz szalunkowanie pod betonowanie. W wyniku realizacji projektu, w kieleckiej elektrociepłowni PGE Energia Ciepła, powstanie układ kogeneracyjny, składający się z turbozespołu gazowego o nominalnej mocy elektrycznej ok. 7 MWe oraz wodnego kotła odzysknicowego o osiągalnej mocy cieplnej w wodzie sieciowej ok. 12 MWt. Wybudowana zostanie także instalacja niezbędna do wyprowadzenia mocy cieplnej, elektrycznej, budowy przyłączy oraz pozostałej infrastruktury koniecznej do funkcjonowania instalacji. Blok gazowy powstanie na niezagospodarowanym terenie należącym do Elektrociepłowni w Kielcach. Generalnym wykonawcą inwestycji jest spółka Elemont.

– W Elektrociepłowni PGE Energia Ciepła w Kielcach od lat inwestujemy w nowe jednostki. Już od 2008 roku źródłem zielonej energii w elektrociepłowni jest biomasa. Przez ten czas, zarówno mieszkańcy, jak i cały region czerpał z tego korzyści. Dzisiaj realizujemy kolejne projekty, które będą służyć następnym pokoleniom mieszkańców Kielc. Dzięki zastosowaniu miksu paliwowego: biomasy, gazu oraz węgla będziemy dalej zapewniać bezpieczeństwo energetyczne z jednoczesną optymalizacją kosztów produkcji. Realizacja inwestycji przyczyni się także do poprawy jakości życia w mieście, zgodnie z nowymi wyzwaniami klimatycznymi –powiedział Zbigniew Duda, dyrektor Elektrociepłowni PGE Energia Ciepła w Kielcach.

Dzięki realizacji inwestycji możliwa będzie jednoczesna produkcja energii elektrycznej i ciepła w wysokosprawnym procesie kogeneracji. Do odbiorców popłynie zatem ciepło produkowane w sposób niskoemisyjny, co znacząco wpłynie na poprawę jakości powietrza w mieście i okolicy, a także na zdrowie mieszkańców. Wyprodukowana energia elektryczna zasili natomiast krajowy system elektroenergetyczny zwiększając bezpieczeństwo energetyczne Kielc.

Jednocześnie na terenie Elektrociepłowni w Kielcach trwa budowa kotłowni gazowej o mocy 160 MW, na którą składa się zespół pięciu wodnych kotłów gazowych o mocy 32 MWt każdy.  Inwestycja jest już na etapie rozruchów umożliwiających sprawdzenie osiągnięcia założonych w projekcie parametrów technologiczno-produkcyjnych przy jednoczesnym spełnieniu standardów ekologicznych, ekonomicznych oraz zapewnieniu bezpieczeństwa, z podaniem mediów do instalacji. Planowany termin przekazania kotłowni do eksploatacji to II kwartał 2023 r.

Źródło: PGE EC

BUDOWNICTWO MA BYĆ NEUTRALNE KLIMATYCZNIE – JEST DECYZJA PE

1083 0

Parlament Europejski w głosowaniu w Strasburgu opowiedział się za ograniczeniem emisji gazów cieplarnianych przez państwa UE o 40 proc. do 2030 roku. Poprzedni cel (w 2005 roku) wynosił 30 proc.

Zmiana dyrektywy w sprawie charakterystyki energetycznej budynków ma sprawić, że do 2030 roku znacznie zmniejszą się emisje gazów cieplarnianych i zużycie energii przez sektor budownictwa. Zaś do 2050 roku sektor ten ma stać się neutralny dla klimatu. Zmiana dyrektywy ma także przyspieszyć tempo renowacji budynków nieefektywnych energetycznie. Ponadto ma poprawić wymianę informacji na temat charakterystyki energetycznej.

Parlament poparł poprawkę Jerzego Buzka, MEP, dopuszczającą wykorzystanie efektywnych systemów ciepłowniczych w ogrzewaniu zeroemisyjnych budynków. Zdaniem europosła, jest to kluczowe dla modernizacji m.in. ciepłownictwa w Polsce, z którego korzysta ok. 15 mln osób.

Od 2028 roku zeroemisyjne mają być wszystkie nowe budynki, a do 2026 zeroemisyjne mają stać się nowe budynki zajmowane czy eksploatowane przez władze publiczne lub do nich należące. Do 2028 roku wszystkie nowe budynki powinny być wyposażone w technologie energii słonecznej, jeżeli jest to wykonalne pod względem technicznym i ekonomicznym. Dla budynków mieszkalnych poddawanych gruntownemu remontowi termin ten to 2032 rok.

Do 2030 roku budynki mieszkalne będą musiały mieć co najmniej klasę energetyczną E, a do 2033 roku – klasę D. Klasę energetyczną określa się w skali od A do G, gdzie do tej ostatniej należy 15 proc. budynków o najgorszej charakterystyce energetycznej w krajowych zasobach budynków mieszkalnych państwa członkowskiego.

Budynki odpowiadają za 36 proc. emisji gazów cieplarnianych.

Źródło: Parlament Europejski

XII KONFERENCJA RYNEK CIEPŁA SYSTEMOWEGO: DYSKUSJA NAD STOSOWANIEM REGULACJI PRAWNYCH

932 0

W trzeciej części sesji XII Konferencji Rynek Ciepła Systemowego zatytułowanej „Jaka powinna być regulacja sektora ciepłowniczego?” odbyły się wykład i dyskusja nt.  „Stosowania ustawy o szczególnych rozwiązaniach w zakresie niektórych źródeł ciepła w związku z sytuacją na rynku paliw – nowe mechanizmy wprowadzone nowelizacją”.

Wykład dotyczący ustawy z 15 września 2022 r. o szczególnych rozwiązaniach w zakresie niektórych źródeł ciepła w związku z sytuacją na rynku paliw, z uwzględnieniem nowelizacji z dnia 8 lutego 2023 r. przedstawili wspólnie Adam Romanowski z Kancelarii Romanowski i Wspólnicy i Bogusław Regulski, Wiceprezes Zarządu IGCP.

Przedstawione zostały kluczowe problemy w starym mechanizmie wsparcia i wyrażono nadzieję, że nowy mechanizm eliminuje część z tych problemów. W grupie problemów do zaadresowania znalazły się:

  • brak neutralności rozliczeń zarówno na poziomie wytwórcy, jak i sprzedawcy ciepła – konieczna interwencja ustawodawcy,
  • brak jasnych reguł dot. ilości ciepła do kalkulacji rekompensat – pomimo uzasadnionych argumentów Ministerstwo Klimatu i Środowiska utrzymuje swoje niekorzystne stanowisko,
  • brak jasnych reguł dot. rozliczeń wytwórca–sprzedawca – różna praktyka przedsiębiorstw na rynku,
  • brak jasnych reguł dotyczących obliczania niektórych wielkości,
  • sytuacja przedsiębiorstw, które zastosowały się do komunikatu MKiŚ z 2 grudnia 2022 r. – problematyczna relacja art. 16 ustawy i art. 12c ustawy po nowelizacji.

W nowym systemie wsparcia zaadresowany jest jeden z kluczowych problemów starego systemu – finansowanie wypłacane bezpośrednio sprzedawcy ciepła. 

Jednocześnie przedstawiciele Izby zastanawiają się, dlaczego przepisy normujące sposób ustalania cen i stawek opłat do rozliczeń z odbiorcami zostały sformułowane tak niejasno. Zastanawiające jest, czy przedsiębiorstwo powinno stosować miks najniższych cen czy też pełen zestaw cen i stawek wynikających z danej ceny jednoczłonowej (co przy uwzględnieniu ukształtowania mechanizmu wyrównań ma znaczenie w kontekście neutralności dla przedsiębiorstw). Ministerstwo nie zajęło w tym zakresie w pełni jasnego stanowiska.

XII Konferencja Rynek Ciepła Systemowego odbyła się 7–9 marca 2023 roku pod okiem organizatorów: Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie, Lubelskiego Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej w Lublinie i Okręgowego Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej w Puławach.

W konferencji uczestniczyło sto osób reprezentujących przedsiębiorstwa energetyki cieplnej, gospodarki komunalnej, elektrociepłownie, ciepłownie, firmy współpracujące z ciepłownictwem oraz przedstawiciele Urzędu Regulacji Energetyki: Monika Gawlik – Dyrektor Departamentu Rynków Energii Elektrycznej i Ciepła URE i Dyrektorzy wszystkich Oddziałów Terenowych URE.Patronat Honorowy nad konferencją objęli dr Rafał Gawin, Prezes Urzędu Regulacji Energetyki, dr Krzysztof Żuk, Prezydent Miasta Lublin, Paweł Maj, Prezydent Miasta Puławy.

XII KONFERENCJA RYNEK CIEPŁA SYSTEMOWEGO: PROGRAM PROMOCJI CIEPŁA SYSTEMOWEGO OKIEM LPEC LUBLIN

481 0

W trakcie XII Konferencji Rynek Ciepła Systemowego Lubelskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej S.A., które było jednym z organizatorów konferencji, przedstawiło „Korzyści z udziału w Programie Promocji Ciepła Systemowego okiem uczestnika”.

Referat przedstawiła Teresa Stępniak-Romanek, Kierownik Działu Strategii i Marketingu, LPEC Lublin. Celem strategicznym w rozwoju LPEC S.A. na lata 2017–2021 była budowa marki i wizerunku LPEC, a w jej ramach: Promocja ciepła systemowego zgodnie z założeniami Programu Promocji Ciepła Systemowego.

Lubelskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej wprowadziło markę produktową „Ciepło Systemowe” do wszystkich opracowywanych przekazach i narzędziach komunikacyjnych. Marka obecna jest też na wydarzeniach lokalnych, w oznakowaniu dokumentów, siedzib i pojazdów.

LPEC przeprowadziło także w lubelskich szkołach podstawowych „Lekcje ciepła” na temat ekologicznego korzystania z ciepła i energii. Patronat nad akcją edukacyjno-ekologiczną objął Prezydent Miasta Lublin. Przedsiębiorstwo wskazało także na zdobyte certyfikaty: certyfikat redukcji emisji PreQurs dla całego lubelskiego systemu ciepłowniczego i tabliczki NO SMOG. Certyfikaty potwierdzają, że ciepło systemowe stanowi skuteczne narzędzie ograniczenia niskiej emisji. Tabliczki NO SMOG na budynkach informują, że budynki są podłączone do miejskiej sieci ciepłowniczej LPEC i są neutralne w zakresie niskiej emisji, będącej główną przyczyną powstawania smogu.

Dyrektor Teresa Stępniak-Romanek przybliżyła także wyniki badania z 2019 roku „Zwyczaje korzystania z ciepła i prądu” przeprowadzonego na zlecenie Urzędu Miasta Lublin przy współpracy z Lubelskim Przedsiębiorstwem Energetyki Cieplnej. Celem było poznanie zwyczajów korzystania z ogrzewania i prądu w mieszkaniach przez mieszkańców Lublina. Wyniki badania pozwoliły zaplanować kampanię „Oszczędność w każdym stopniu” na temat niemarnowania ciepła.

LPEC podzieliło się także z uczestnikami konferencji manualem komunikacyjnym na czas podwyżek cen i przerw w dostawie ciepła oraz wynikami działań informacyjnych w mediach na temat przyczyn podwyżek cen ciepła. Szefowa Działu Strategii i Marketingu LPEC Lublin opowiedziała również o spotkaniach z odbiorcami ciepła w regionie, w tym z odbiorcami wrażliwymi.

LPEC dostarcza ciepło do prawie 75 proc. gospodarstw domowych w Lublinie, ogrzewając blisko 250 tysięcy jego mieszkańców. Ciepło w lubelskim systemie ciepłowniczym produkowane jest w procesie kogeneracji z zastosowaniem najwyższych norm środowiskowych w dwóch elektrociepłowniach: PGE Energia Ciepła S.A. Oddział Elektrociepłownia w Lublinie Wrotków i Elektrociepłowni Megatem EC-Lublin Sp. z.o.o. Sieci ciepłownicze liczą 467 km.

Konferencja odbyła się od 7 do 9 marca 2023 roku pod okiem organizatorów: Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie, Lubelskiego Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej w Lublinie i Okręgowego Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej w Puławach.

W konferencji uczestniczyło sto osób reprezentujących przedsiębiorstwa energetyki cieplnej, gospodarki komunalnej, elektrociepłownie, ciepłownie, firmy współpracujące z ciepłownictwem oraz przedstawiciele Urzędu Regulacji Energetyki: Monika Gawlik – Dyrektor Departamentu Rynków Energii Elektrycznej i Ciepła URE i Dyrektorzy wszystkich Oddziałów Terenowych URE.

Patronat Honorowy nad konferencją objęli dr Rafał Gawin, Prezes Urzędu Regulacji Energetyki, dr Krzysztof Żuk, Prezydent Miasta Lublin, Paweł Maj, Prezydent Miasta Puławy.

KU POPRAWIE EFEKTYWNOŚCI ENERGETYCZNEJ

223 0

Dotacja udzielona z NFOŚiGW z programu Budownictwo Energooszczędne, Cz. 1) Zmniejszenie zużycia energii w budownictwie pozwoli na realizację projektu Parafii Św. Wojciecha w Częstochowie. Przewidziana termomodernizacja budynków kościelnych spowoduje między innymi zmniejszenie zużycia energii pierwotnej, a także produkowanie jej ze źródeł odnawialnych.

Zakres prac w ramach przedsięwzięcia obejmie w szczególności ocieplenie ścian zewnętrznych oraz dachów kościoła i plebanii. Wymieniona zostanie stolarka okienna oraz drzwi zewnętrzne budynków. Przewidywane jest również zmodyfikowanie instalacji centralnego ogrzewania, modernizacja oświetlenia obiektów, montaż paneli fotowoltaicznych a także systemu zarządzania energią. Działanie termomodernizacyjne swoim zakresem obejmie blisko 6 tys. m2 powierzchni dwóch budynków użytkowych.

Efektem ekologicznym prac prowadzonych do końca czerwca przyszłego roku ma być zmniejszenie emisji CO2 do atmosfery oraz mniejsze zużycia energii pierwotnej. Koszt całkowity zadania wyniesie 9,8 mln zł.

Umowę o dofinansowanie podpisali 28 lutego br. w Częstochowie wiceprezes zarządu NFOŚiGW Artur Michalski oraz ks. proboszcz Ryszard Umański. Dofinansowanie ze środków krajowych sięgnie ok. 6,7 mln zł.

Źródło: NFOŚiGW

NIEZBĘDNY SYSTEM W NOWOCZESNYM PRZEDSIĘBIORSTWIE CIEPŁOWNICZYM

374 0

Zbieranie informacji o zużyciu mediów to dziś już za mało. Analiza zebranych danych i wynikające z niej wnioski są niezbędne do efektywnego zarządzania ciepłownią. Smart metering, czyli inteligentne systemy pomiarowe, to kompleksowe rozwiązania informatyczne obejmujące urządzenia (inteligentne liczniki), infrastrukturę telekomunikacyjną potrzebną do dwukierunkowej transmisji danych, do i z urządzeń, a także oprogramowanie będące bazą danych i systemem zarządzającym w jednym. Dobrym przykładem nowoczesnego narzędzia przeznaczonego do telemetrii węzłów ciepłowniczych jest Heat Manager, który firma Treesat.io zaprezentowała oficjalnie na początku marca 2023 roku.

Na rynku telemetrii węzłów ciepłowniczych pojawił się nowy gracz

Treesat.io to firma specjalizująca się w tworzeniu i administrowaniu systemami telemetrycznymi i telematycznymi. Tworzy urządzenia z segmentu IoT (Internet of Thing), a jej produkty znajdują szerokie zastosowanie w branżach automotive, urządzeniach smart home oraz systemach kontroli dostępu. Pierwsze kroki w branży ciepłowniczej Treesat stawiał w 2012 roku, kiedy wraz z MPEC Olsztyn Sp. z o.o. stworzył system przeznaczony do efektywnego zarządzania siecią urządzeń pomiarowych. W oparciu o swoje dotychczasowe doświadczenie i w odpowiedzi na potrzeby rynku, Treesat stworzył kolejne narzędzie, które w przystępny sposób można dopasować do indywidualnych potrzeb każdego PEC. 

Heat Manager to system przeznaczony do zdalnego oraz w pełni automatycznego zbierania, przechowywania, analizowania i udostępniania odczytów z rozproszonych punktów pomiarowych sieci ciepłowniczej w czasie rzeczywistym. System składa się z autorskich modułów komunikacyjnych oraz z aplikacji służącej do zarządzania zebranymi danymi. Co ciekawe, Treesat odpowiada nie tylko za rozwiązania informatyczne, ale jest również producentem hardware’u. System Heat Manager ma możliwość łączenia się z urządzeniami dedykowanymi do odczytu danych z różnych liczników, ciepłomierzy, regulatorów pogodowych itd. za pomocą specjalnie do tych celów zaprojektowanych modułów komunikacyjnych. 

Co wyróżnia System Heat Manager?

W odróżnieniu od konkurencyjnych rozwiązań klienci Treesat nie łączą się z serwerem przez stronę www, za pomocą ogólnodostępnej sieci internetowej. W tym rozwiązaniu serwer znajduje się bezpośrednio u klienta, z aplikacją łączy się za pomocą sieci LAN, a dane są szyfrowane. W przypadku większych wymogów bezpieczeństwa, sieć może zostać dodatkowo zabezpieczona jako sieć prywatna. Jest to o wiele bardziej bezpieczne rozwiązanie niż narzędzia telemetryczne działające w chmurze, a dodatkowo pozostawia kontrolę nad danymi całkowicie po stronie PEC.

Aplikacja Heat Manager jest intuicyjna i łatwa w obsłudze. Pozwala na przetwarzanie odczytów z baz danych, zarządzanie danymi, zdalne sterowanie regulatorami i węzłami, a także na monitorowanie i wykrywanie nieprawidłowości.

Współpraca z NODA 

Treesat.io to oficjalny partner szwedzckiej firmy NODA specjalizującej się w analityce danych, która zasłynęła wprowadzeniem na rynek Sztucznej Inteligencji odpowiedzialną za analizę danych pomiarowych. Heat Manager można zintegrować ze Sztuczną Inteligencją NODA, która będzie samodzielnie analizować zebrane dane i zachowania użytkowników, a następnie zdecyduje o odpowiednim przepływie ciepła i optymalnej temperaturze u odbiorców końcowych. 

Badania pokazują, że dzięki stosowaniu telemetrii węzłów w Przedsiębiorstwach Ciepłowniczych wraz z wykorzystaniem optymalizacji poprzez Sztuczną Inteligencję i odpowiedniej analizie danych dostarczanych przez system można osiągnąć oszczędności nawet na poziomie do 10%. Jeżeli wziąć pod uwagę, że system dodatkowo informuje o awariach, co pozwala znacznie przyspieszyć czas reakcji i ograniczyć potencjalne szkody, można śmiało powiedzieć, że jest to inwestycja, która sama się zwróci.

Więcej o systemie Heat Manager od Treesat można dowiedzieć się na stronie: http://www.heatmanager.pl/. 

DALKIA POLSKA ZAKOŃCZYŁA PIERWSZY ETAP TRANSFORMACJI ENERGETYCZNEJ ZAKŁADU UPFIELD KATOWICE

324 0

Dalkia ukończyła pierwszy etap transformacji energetycznej katowickiego zakładu produkcyjnego firmy Upfield Manufacturing. W ramach prowadzonych prac wybudowano i uruchomiono nowoczesną kotłownię parową o wydajności ok. 12t/h, która pokryje zapotrzebowanie zakładu, dostarczając parę do celów technologicznych. Rozwiązanie przyczyni się do redukcji emisji CO2 największej fabryki Upfield w Europie o ponad 9 tys. ton rocznie.

Inwestycję prowadzono w ramach podpisanego 25 marca 2022 roku listu intencyjnego pomiędzy Grupą Dalkia Polska a Upfield Manufacturing, światowym liderem w segmencie roślinnych alternatyw dla nabiału, znanych m.in. pod markami „Rama”, „Flora” i „Violife”. W wyniku porozumienia Dalkia została partnerem w procesie transformacji energetycznej zakładu produkcyjnego Upfield w Katowicach.

– Wyzwaniem dla projektu było już samo usytuowanie kotłowni, która miała powstać w pobliżu torów kolejowych i już istniejącej dookoła infrastruktury. Dodatkowo budynek wzniesiono na terenach pogórniczych, które charakteryzować się mogą niestabilnym podłożem, a w konsekwencji koniecznością palowania pod całą konstrukcją – powiedział Marek Zdanowicz, prezes zarządu Dalkia Polska Solutions.

Istotny był także odpowiedni dobór kotłów parowych wraz z osprzętem oraz wyposażeniem dodatkowym i automatyką. Dalkia dokonała wyboru najlepszych kominów wraz z zabezpieczeniami BHP i króćcami pomiarowymi, które musiały odpowiadać wytycznym zawartym w decyzji środowiskowej. Dodatkowo została uruchomiona stacja uzdatniania wody obejmująca zmiękczanie, filtry węglowe, filtry mechaniczne oraz odwróconą osmozę wraz ze zbiornikiem wody.

Dalkia przeprowadziła również kompleksowo proces przepięcia istniejącej instalacji pary, zasilanej z sieci będącej własnością spółki Dalkia Polska Energia (DPE) do projektowanej instalacji pary, zasilanej z projektowanych kotłów parowych. Cały proces musiał się odbyć z zachowaniem ciągłości pracy zakładu, przy dostępnej przerwie technologicznej wynoszącej zaledwie 2 dni robocze.

Wykonany budynek składa się obecnie z pomieszczenia kotłowni oraz rozdzielni elektrycznej, w której znajdą się urządzenia sterujące i elektryczne. W pierwszym etapie inwestycji zainstalowano 2 kotły, natomiast docelowo w kotłowni mogą działać 3 kotły.

– Uruchomiona inwestycja zabezpiecza nasze potrzeby produkcyjne na wiele lat. To rozwiązanie nowoczesne, energooszczędne i – co równie istotne – skalowalne. Specjaliści firmy Dalkia przeprowadzili proces inwestycyjny zgodnie z przyjętymi założeniami, pokonując wyzwania towarzyszące projektowi kreatywnie i z największą starannością. Nowe źródło pary uruchomiliśmy z zachowaniem ciągłości pracy zakładu, co w przypadku produkcji jest równie ważne, co sama inwestycja. Dzięki współpracy z firmą Dalkia przybliżamy Upfield do osiągnięcia globalnego celu neutralności węglowej do 2030 roku – dodał Andrzej Guzik dyrektor fabryki Upfield Katowice.

Zrealizowany projekt jest przykładem efektywnej transformacji energetycznej, o szczególnym znaczeniu biznesowym oraz środowiskowym. Dzięki modernizacji zakład Upfield zyskał wysokowydajne źródło pary o niskim śladzie węglowym, co w skali roku przyczyni się do ograniczenia emisji CO2 o ponad 9 tysięcy ton. To jedno z pierwszych z szeregu opracowanych przez Dalkię rozwiązań wspierających transformację energetyczną tego zakładu. Kolejne przed nami!

Źródło: Dalkia Polska

Fot. Dalkia Polska