W 2022 r. Fortum przeznaczy ok. 13,6 mln zł na rozwój i modernizację sieci ciepłowniczej w Płocku. Jak podkreśla spółka, dzięki inwestycjom w jakość infrastruktury ciepłowniczej w mieście lokalna sieć grzewcza jest tam dobrze przygotowana do sezonu jesienno-zimowego.
Informując o planowanych, łącznych nakładach inwestycyjnych na ten rok w Płocku, Fortum przypomniało, że do tej pory nakłady inwestycyjne przeznaczone przez spółkę na modernizację i rozwój sieci ciepłowniczej na terenie miasta wyniosły w tym roku już 5,8 mln zł – wybudowano w tym czasie 1,6 km przyłączy, dołączając do sieci 28 budynków o zapotrzebowaniu na moc 1,8 MW.
Do końca roku planujemy wykonanie jeszcze 1,3 km przyłączy. Zgodnie z naszymi założeniami, w całym 2022 r. podłączymy do sieci ciepłowniczej 40 budynków o mocy zamówionej 5 MW – powiedział Tomasz Sęczkowski, specjalista ds. inwestycji sieciowych w Fortum, cytowany w komunikacie spółki.
Jak dodał, w celu przygotowania się do sezonu jesienno-zimowego Fortum dokonało niezbędnych przeglądów sieci, “co pozwala potwierdzić, że sieć ciepłownicza w Płocku jest gotowa na sezon jesienno-zimowy”.
Fortum wyjaśniło, że do końca roku spółka planuje w Płocku realizację przyłączeń m.in. kolejnego budynku przy Wojewódzkim Szpitalu Zespolonym. Jak podkreślono w informacji, od początku stycznia do końca września spółka podpisała 36 umów przyłączeniowych na całkowitą moc 4,8 MW.
Rosnąca liczba odbiorców ciepła sieciowego w mieście oznacza mniej nieefektywnych indywidualnych palenisk domowych, co wpływa na poprawę lokalnej jakości powietrza – zaznaczyło Fortum.
Spółka wspomniała przy tym, że “dodatkowo dzięki systemowi automatyki pogodowej uruchomienie dostaw ciepła rozpoczyna się automatycznie w zależności od panujących warunków pogodowych”. “W taki system jest już wyposażonych w Płocku 97 proc. węzłów cieplnych Fortum, które dostarczają ciepło do większości obiektów wielorodzinnych na terenie Płocka” – zaznaczono w komunikacie.
20 października br., w obecności przedstawicieli władz lokalnych odbyło się uroczyste wmurowanie kamienia węgielnego pod budowę kotłowni gazowej w PGE Energia Ciepła Oddział Elektrociepłownia w Rzeszowie. Inwestycja ta jest jedną z wielu prowadzonych obecnie w Grupie PGE, których celem jest dekarbonizacja obszaru ciepłownictwa.
Obecnie w rzeszowskiej elektrociepłowni paliwem wykorzystywanym do produkcji ciepła i energii elektrycznej jest w 80% gaz ziemny. Około 14% energii i ciepła udaje się odzyskać poprzez przetwarzanie odpadów komunalnych w Instalacji Termicznego Przetwarzania z Odzyskiem Energii (ITPOE). Po zakończeniu budowy kotłowni gazowej w Elektrociepłowni w Rzeszowie nastąpi kolejne istotne ograniczenie wykorzystywania węgla jako paliwa do wytwarzania ciepła.
– Jako lider transformacji energetycznej w Polsce, czujemy się zobowiązani do podjęcia wyzwań, jakie stoją obecnie przed branżą ciepłowniczą, aby mogła ona nadal funkcjonować i zapewniać bezpieczeństwo energetyczne. Budowa proekologicznej jednostki gazowej w Rzeszowie, dzięki zastosowaniu najlepszej dostępnej technologii, przy jednoczesnym zachowaniu dbałości o środowisko, to bardzo ważna inwestycja, na której zyskają mieszkańcy Rzeszowa – podkreśla Przemysław Kołodziejak, prezes zarządu PGE Energia Ciepła.
Nowe urządzenia zostaną zabudowane w nowym budynku kotłowni gazowej na terenie rzeszowskiej elektrociepłowni. Całkowita moc cieplna kotłowni gazowej wyniesie 186 MWt. Nowoczesna kotłownia będzie wyposażona w urządzenia zapewniające wysoką sprawność przetwarzania energii paliwa w ciepło przy zachowaniu wysokiej niezawodności i dyspozycyjności. Głównym realizatorem inwestycji jest konsorcjum firm POLIMEX ENERGETYKA Sp. z o.o. i POLIMEX MOSTOSTAL S.A. Budowa ma się zakończyć w pierwszym kwartale 2023 roku. Kotłownia będzie dysponować sześcioma identycznymi kotłami o mocy 31 MWt każdy, które zastąpią dwa kotły węglowe, pyłowe WP-120.
– Budowa nowej jednostki, zasilanej niskoemisyjnym gazem to bardzo ważna inwestycja. Kotłownia gazowa zagwarantuje produkcję ciepła w sposób efektywny i przyjazny środowisku, zwiększy także w istotny sposób bezpieczeństwo dostaw do naszych odbiorców ciepła. Po przekazaniu nowych urządzeń do eksploatacji do mieszkańców Rzeszowa popłynie ciepło wytworzone z niskoemisyjnych źródeł, co wpłynie na poprawę warunków środowiskowych w mieście. Spalanie gazu nie emituje tlenków siarki, pyłu, mniejsza jest emisja tlenków azotu, mniejsza jest również emisja CO2 – powiedział Tadeusz Kępski, dyrektor PGE Energia Ciepła Oddział Elektrociepłownia w Rzeszowie.
– Wmurowanie kamienia węgielnego pod budowę kotłowni gazowej w PGE Energia Ciepła Oddział Elektrociepłownia w Rzeszowie to ważne święto dla całego zespołu realizującego ten projekt. Inicjujemy tym samym prace nad nowym źródłem ciepła i energii elektrycznej dla Rzeszowa. Mamy nadzieję, że rzeszowska inwestycja PGE Energia Ciepła będzie naszym wspólnym sukcesem i kolejną strategiczną jednostką energetyczną w Polsce. Jesteśmy dumni, że razem z PGE Energia Ciepła możemy uczestniczyć i mieć swój wkład w realizację strategii transformacji polskiego ciepłownictwa – podsumował Krzysztof Figat, prezes Polimex Mostostal.
Praktyczne sposoby na dekarbonizację polskiego ciepłownictwa przedstawili wykonawcy zaangażowani w przedsięwzięcia Narodowego Centrum Badań i Rozwoju (NCBR) „Ciepłownia Przyszłości, czyli system ciepłowniczy z OZE” oraz „Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym”. Ich rekomendacje, w postaci dobrych praktyk transformacji systemu ciepłowniczego w kierunku odnawialnych źródeł energii, zostały właśnie opublikowane. Projekty, o których mowa, są finansowane ze środków Unii Europejskiej w ramach Programu Inteligentny Rozwój.
O przeprowadzenie modernizacji ciepłownictwa systemowego nikt nie pyta dziś „czy”, ale „jak” to zrobić. To konieczność. Podstawowym źródłem energii w polskim ciepłownictwie systemowym pozostaje wciąż węgiel kamienny. W 2020 r. przedsiębiorstwa ciepłownicze w około 70% spalały węgiel, a pozostałe spalały gaz ziemny, olej opałowy, drewno, odpady komunalne i inne. Ciepłowni wykorzystujących bezemisyjne odnawialne źródła energii nie ma niemalże wcale.
Eksperci alarmują, że powodem, dla którego należy odejść od spalania paliw kopalnych, jest nie tylko poprawa jakości powietrza w Polsce, ale również gwałtowny wzrost cen ciepła i energii elektrycznej oraz uniezależnienie się od dostaw paliw z zagranicy.
W ostatnich miesiącach obserwujemy drastyczny wzrost cen ciepła systemowego; ceny ciepła wzrastają głównie z powodu wzrastających cen węgla, gazu i drewna, podyktowanych sytuacją geopolityczną. Węgiel jest niemal 5-krotnie droższy niż na początku 2022 roku, podobnie wzrosły ceny gazu ziemnego i drewna. Szacuje się, że związane z tym podwyżki cen ciepła będą wahać się od kilkudziesięciu do kilkuset procent. Przedsiębiorstwa ciepłownicze są ponadto zobowiązane do sprostania wymaganiom unijnej dyrektywy o efektywności energetycznej, która wprowadza definicję „efektywnych systemów ciepłowniczych (chłodniczych)” i zaleca stworzenie warunków dla rozwoju tych systemów. Tymczasem według opracowań Izby Gospodarczej Ciepłownictwa Polskiego, istniejące systemy ciepłownicze w Polsce w 83% nie spełniają tych wymagań i muszą dostosować się do nowych zasad, aby mogły korzystać z finansowania unijnego.
Jak to zrobić? Ciepłownia i elektrociepłownia przyszłości
Uruchomione w 2020 r. bliźniacze przedsięwzięcia NCBR „Ciepłownia Przyszłości, czyli system ciepłowniczy z OZE” oraz „Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym” mają na celu przeprowadzenie modernizacji ciepłowni konwencjonalnej: węglowej/gazowej/biomasowej do ciepłowni wykorzystującej w produkcji energii nawet 95% odnawialnych źródeł energii (bez spalania biomasy). Ich realizacja stała się możliwa dzięki wsparciu Funduszy Europejskich w ramach Programu Inteligentny Rozwój.
W pierwszym etapie wykonawcy biorący udział w obu projektach opracowali autorską koncepcję modernizacji wybranego przez siebie systemu ciepłowniczego znajdującego się w Polsce. Następnie dopracowali ją i zweryfikowali, wykorzystując profesjonalne oprogramowanie do modelowania matematycznego systemów ciepłowniczych.
– Przedstawione przez uczestników projektów symulacje komputerowe wykazały, że dekarbonizacja ciepłownictwa oparta na odnawialnych źródłach energii oraz osiągnięcie neutralności klimatycznej to cele możliwe do zrealizowania przez Polskę. Oczywiście jest to proces, ale sądzę, że branża włączy się w światowy wyścig technologiczny – mówi dr Paweł Kuch, p.o. dyrektor Narodowego Centrum Badań i Rozwoju.
Zwycięskie koncepcje
Demonstrator technologii najlepszego rozwiązania opracowanego w ramach przedsięwzięcia „Ciepłownia Przyszłości, czyli system ciepłowniczy z OZE” zostanie wykonany w Lidzbarku Warmińskim przez przedsiębiorstwo Euros Energy Sp. z o.o. Udział OZE w tej instalacji przekroczy 90%. Koncepcja opiera się na wykorzystaniu współpracy pomp ciepła z systemem trójstopniowego magazynowania ciepła oraz wykorzystania energii z instalacji fotowoltaicznych. Sezonowe magazynowanie ciepła równolegle w niskotemperaturowym magazynie gruntowym oraz wysokotemperaturowym magazynie wodnym zapewnia efektywną pracę pomp ciepła zasilających sieć ciepłowniczą bez konieczności wsparcia źródłem szczytowym. Opracowane rozwiązanie może znaleźć zastosowanie nie tylko w centralnym źródle ciepła, ale także w modernizacji węzłów grupowych lub w nowych instalacjach zasilających wybrane fragmenty sieci ciepłowniczej.
Z kolei w bliźniaczym projekcie demonstrator technologii – elektrociepłownia powstanie w Sokołowie Podlaskim. Zostanie wykonana przez konsorcjum, którego liderem jest ECN S.A. Instalacja, w której udział OZE przekroczy 95%, składa się z biogazowni rolniczej, stacji uzdatniania/uszlachetniania biogazu, biogazociągu, linii SN 15 kV oraz Zintegrowanego Systemu Wytwarzania Ciepła OZE: blok bio-kogeneracji (bCHP zasilany biometanem, który będzie doprowadzany z biogazowni), kocioł na biogaz, pompy ciepła. System na bazie OZE będzie wytwarzał 40% ciepła systemowego w miejscowości, a docelowo – obejmie całość systemu ciepłowniczego w Sokołowie Podlaskim.
Raporty na stole
Zwieńczeniem prac pierwszego etapu jest przygotowany przez każdego wykonawcę przedsięwzięcia dokument „Rekomendacja Wykonawcy – dobre praktyki transformacji systemu ciepłowniczego w kierunku OZE”. Część raportów po zakończeniu etapu I zostało przez autorów uaktualnionych w związku z bardzo dynamicznymi zmianami cen paliw, urządzeń i usług.
Narodowe Centrum Badań i Rozwoju w ostatnich dniach opublikowało raporty „Dobre praktyki transformacji systemu ciepłowniczego w kierunku OZE” przygotowane przez wszystkich wykonawców, którzy rywalizowali w przedsięwzięciu „Ciepłownia Przyszłości, czyli system ciepłowniczy z OZE”, a także raporty „Dobre praktyki transformacji systemu elektrociepłowniczego w kierunku OZE” przygotowane przez wykonawców, którzy brali udział w przedsięwzięciu „Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym”.
– Liczymy na to, że raporty naszych wykonawców staną się inspiracją oraz pozwolą na odnalezienie konkretnych sposobów modernizacji sektora ciepłownictwa w Polsce, a w konsekwencji – na odejście od spalania paliw kopalnych. Zdajemy sobie sprawę, że tak gigantyczne wyzwanie technologiczne domaga się realnych pomysłów i nowych technologii. Chcemy w tym pomóc, dlatego zachęcamy do zapoznania się z raportami, które dostarczają odpowiedzi na to zapotrzebowanie. Będziemy również wdzięczni za przesłanie do nas informacji o wykorzystaniu któregoś z rozwiązań lub jego fragmentu – mówi Wojciech Racięcki, dyrektor Działu Rozwoju Innowacyjnych Metod Zarządzania Programami w Narodowym Centrum Badań i Rozwoju.
Inspiracja strategią Europejskiego Zielonego Ładu
Przedsięwzięcia „Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym” oraz „Ciepłownia Przyszłości, czyli system ciepłowniczy z OZE” należą do serii inicjatyw NCBR wspierających realizację strategii Europejskiego Zielonego Ładu (European Green Deal). W ramach tej transformacji, dzięki zaangażowaniu środków z Funduszy Europejskich w ramach Programu Inteligentny Rozwój, opracowane zostaną również: budynki efektywne energetycznie i procesowo, nowoczesne oczyszczalnie ścieków, innowacyjne biogazownie, magazyny energii elektrycznej oraz ciepła i chłodu, wentylacja dla szkół i domów oraz technologie domowej retencji. Projekty, nad którymi pracują wykonawcy i które z miesiąca na miesiąc osiągają coraz większą dojrzałość, to szansa dla Polski na czystsze środowisko, zdrowsze społeczeństwo i nowoczesną, konkurencyjną gospodarkę.
Japan Coal Frontier Organisation (JCOAL) przedstawiło swój pomysł na modernizację urządzeń wytwórczych dla trzech spółek ciepłowniczych. Ich koncepcja pozwoli nie tylko obniżyć koszt zakupu paliwa i uprawnień do emisji dwutlenku węgla, ale także przyczyni się do poprawy stabilności i wyników ekonomicznych w krajowym sektorze ciepłowniczym.
JCOAL prowadzi pod kierunkiem rządu japońskiego prace badawcze i studyjne, gromadzi i dostarcza informacje, wspiera rozwój zasobów ludzkich i technologii, zajmując się ich upowszechnianiem, transferem i komercjalizacją w przemyśle węglowym jak również w odniesieniu do powiązanych źródeł energii. JCOAL współpracuje z członkami wspierającymi, grupą około 170 firm i organizacji związanych z węglem, w tym podmiotów związanych z rozwojem technologii węglowych, firm energetycznych, stalowych, przemysłu ciężkiego, firm inżynieryjnych i handlowych.
Propozycja budowy nowych elektrociepłowni mających status średnich źródeł spalania paliw (MCP: moc cieplna od 1 MWt do 50 MWt) wykorzystujących głównie paliwo odpadowe (RDF) pozwoli na znaczne obniżenie kosztów zakupu paliwa i uprawnień do emisji, stanowiąc także źródło przychodów z tytułu opłat za przyjęcie RDF oraz sprzedaży energii elektrycznej, co przyczyni się do poprawy stabilności i wyników ekonomicznych w polskim sektorze ciepłowniczym.
Tłem całej koncepcji jest wprowadzenie nowych unijnych regulacji środowiskowych dla istniejących MCP, które obowiązywać będą od 2025 r., oraz fakt, że modernizacja polegająca m.in. na wdrażaniu rozwiązań kogeneracyjnych w sektorze ciepłowniczym jest ważnym elementem polskiej polityki energetycznej. Studium wychodzi także naprzeciw potrzebom przedstawionym na IV Japońsko-Polskim Seminarium Czystych Technologii Węglowych (CCT), które odbyło się w Warszawie w lutym 2019 r. pod patronatem ówczesnego Ministerstwa Energii oraz rządu Japonii (Ministerstwo Gospodarki, Handlu i Przemysłu). Badania zostały zlecone przez New Energy and Industrial Technology Development Organisation (NEDO) i przeprowadzone przez JCOAL jako wykonawcę przy współpracy z dostawcą technologii Sumitomo SHI FW (SFW). Na podstawie listy podmiotów eksploatujących średnie źródła spalania udostępnionej przez Krajowy Ośrodek Bilansowania i Zarządzania Emisjami oraz wyników badania ankietowego przeprowadzonego we współpracy z Izbą Gospodarczą Ciepłownictwo Polskie, do analiz wytypowano trzy spółki ciepłownicze: PEC Bytom, MZEC Świdnica i PEC Końskie. Badania przeprowadzone zostały w okresie trzech lat – od maja 2019 do marca 2022 r.
Wszystkie trzy spółki są zakładami ciepłowniczymi, należącymi odpowiednio do samorządów Bytomia/Radzionkowa, Świdnicy i Końskich, eksploatującymi dwa lub trzy kotły MCP opalane węglem. Podczas prowadzenia prac badawczych współpracowano nie tylko z firmami ciepłowniczymi, ale również ze sprawującymi nad nimi nadzór właścicielski samorządami oraz, również należącymi do samorządów, przedsiębiorstwami zajmującymi się przetwarzaniem odpadów, które są potencjalnymi dostawcami paliw alternatywnych. Wszystkie podmioty przekazały informacje niezbędne do przeprowadzenia badań. Lokalizacje trzech zakładów ciepłowniczych, w których przeprowadzono badania, przedstawiamy poniżej.
Mapa lokalizacji spółek ciepłowniczych, w których przeprowadzono prace studyjne
Na terenie istniejącego zakładu powstałby nowy kocioł w technologii kogeneracji z cyrkulacyjnym złożem fluidalnym (CFB) o mocy cieplnej 10-10,5 MW i elektrycznej 4,5-4,9 MW, a głównym paliwem byłyby, zamiast dotychczas stosowanego węgla, pre-RDF, RDF lub osady ściekowe, choć węgiel wykorzystywany mógłby być jako paliwo rezerwowe. Instalacje zasilane paliwami alternatywnymi zwolnione są z unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji (EU-ETS) lub mogą być częściowo zwolnione z opłat w zależności od udziału zawartej w paliwie frakcji biodegradowalnej, co znacznie obniża koszty zakupu uprawnień do emisji w porównaniu ze spalaniem wyłącznie węgla. Ponadto, paliwa pochodzące z odpadów są źródłem przychodów, ponieważ przyjmująca je spółka ciepłownicza otrzymywałaby z tego tytułu opłaty. W celu zminimalizowania nakładów inwestycyjnych, moc nowej elektrociepłowni została zaprojektowana na minimalnym poziomie z zachowaniem istniejących kotłów węglowych mogących zaspokajać szczytowe zapotrzebowanie na ciepło w sezonie zimowym.
Nowe instalacje kogeneracyjne są dobrym przykładem sprzężenia sektorowego, ponieważ przyczyniają się również do rozwiązania następujących kwestii:
Stabilne dostawy ciepła dla lokalnej społeczności.
Zasilanie społeczności lokalnych w energię elektryczną.
Przetwarzanie odpadów komunalnych.
Przetwarzanie osadów ściekowych.
Jednocześnie minimalizacji ulega ślad węglowy na poziomie całego samorządu.
Ocena ekonomicznej wykonalności została przeprowadzona przy założeniu, że nowa elektrociepłownia będzie działać przez 25 lat od 2025 roku, kiedy to zacznie obowiązywać dyrektywa MCP. Głównymi źródłami przychodów są opłaty za przetwarzanie RDF lub osadów ściekowych, które są głównym paliwem dla elektrociepłowni, oraz przychody ze sprzedaży ciepła i energii elektrycznej.
Opłata za przyjęcie paliwa pochodzącego z odpadów została ustalona na stałym poziomie 550 PLN/t w oparciu o rzeczywiste ceny transakcyjne. Ceny sprzedaży ciepła prognozowano na podstawie zatwierdzonych przez Urząd Regulacji Energetyki dla każdej ze spółek rzeczywistych stawek, przy założeniu, że przyszłe wahania ceny praw do emisji będą absorbowane w celu wygenerowania odpowiedniego zysku przedsiębiorstwa.
Na poniższych wykresach przedstawiono projekcje cen sprzedaży ciepła przez zmodernizowany zakład w porównaniu ze scenariuszem business as usual (BAU), w którym kontynuowane jest spalanie wyłącznie węgla. Wszystkie trzy spółki uzyskałyby niższe ceny ciepła w scenariuszu modernizacyjnym, w którym przyjęto budowę nowej jednostki kogeneracyjnej.
Projekcje cen sprzedaży ciepła
Ceny sprzedaży energii elektrycznej zostały przyjęte w stałej wysokości 400 zł/MWh na podstawie obowiązujących w okresie przeprowadzania studium cen transakcyjnych. Najbardziej znaczącym obciążeniem są koszty zakupu uprawnień do emisji, gdzie zachowawczo przyjęto objęcie instalacji systemem EU ETS nawet w przypadku spalania wyłącznie RDF. Stawka 90 EUR/t CO2 z końca 2021 r. została przyjęta jako punkt odniesienia, z założonym rocznym wzrostem o 3 EUR w oparciu o prognozy OECD i innych instytucji.
W tabeli poniżej zestawiono wskaźniki ekonomiczne dla trzech spółek. IRR wynosi 15%-17% a okres zwrotu poniżej 8 lat (DPB), co oznacza, że wykonalność biznesowa jest wystarczająca, ale ponieważ modernizacja infrastruktury wytwórczej przyczynia się do efektywnego wykorzystania energii z odpadów i dekarbonizacji, można również rozważyć wykorzystanie publicznych systemów wsparcia takich inwestycji przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej czy Polski Fundusz Rozwoju.
Rosyjska inwazja na Ukrainę, która zbiegła się z ukończeniem niniejszego studium, zmieniła sytuację energetyczną w UE i w Polsce – w sektorze ciepłowniczym zmiana paliwa z węgla na gaz ziemny była powszechnie uważana za środek redukcji emisji, ale wstrzymanie importu rosyjskiego gazu sprawiło, że dywersyfikacja paliw stała się pilną kwestią również w ciepłownictwie. Wprowadzenie instalacji kogeneracyjnych z kotłami CFB, które wykorzystywać mogą szeroką gamę paliw, jest skutecznym środkiem zaradczym wobec ostatnich zagrożeń geopolitycznych.
Źródło: Japan Coal Frontier Organization (JCOAL) | Informacja do Biuletynu Technicznego IGCP
Niemcy zapewnią wsparcie finansowe dla badań i rozwoju innowacji technologicznych, które przyspieszyłyby dekarbonizację sektora grzewczego.
Niemieckie Ministerstwo Gospodarki i Działań Klimatycznych (BMWK) ogłosiło zaproszenie do finansowania, ukierunkowane na projekty badawcze i demonstracyjne, w których firmy i instytuty badawcze współpracują w celu przyspieszenia zielonej transformacji w ciepłownictwie.
Dzięki programowi finansowania ministerstwo chce wzmocnić niemieckie możliwości badawczo-rozwojowe w tej dziedzinie, starając się zapewnić, że przedsiębiorstwa przemysłowe pozostaną i będą inwestować w kraju.
Zakres inicjatywy badawczej obejmuje pompy ciepła, które mają być kluczową technologią w dekarbonizacji ciepła, ponieważ mogą być stosowane w budynkach, w sieciach ciepłowniczych i dla ciepła procesowego w przemyśle. Poza pompami ciepła do rywalizacji uprawnione będą również projekty podejmujące inne wyzwania związane z transformacją cieplną. Takie obszary badań obejmują zmniejszenie zapotrzebowania na ciepło i sezonowe magazynowanie ciepła, sieci cyfrowe oraz produkcję i cykl życia nowych technologii, a także integrację słonecznej energii cieplnej, geotermalnej i biomasy z sieciami ciepłowniczymi.
Finansowanie zostanie zapewnione z budżetu BMWK na energię, gdzie tylko w tym roku dostępne jest 600 mln euro (583,38 mln USD).
Wyniki projektów badawczych muszą zostać opublikowane, aby gminy, przedsiębiorstwa i dostawcy ciepła mieli do nich dostęp.
Niemcy mają już program o wartości 2,98 mld euro wspierający operatorów sieci ciepłowniczych w zakresie finansowania studiów wykonalności, budowy sieci ciepłowniczych zasilanych w co najmniej 75% energią odnawialną lub ciepłem odpadowym oraz dekarbonizacji istniejących sieci.
Przedstawiciele firm, biorących udział w projektach inwestycyjnych branży energetycznej, właśnie zakończyli „Warsztaty dla wykonawców” organizowane przez PGE Energia Ciepła z Grupy PGE. Potencjalni wykonawcy inwestycji spółki, zapoznali się z planami inwestycyjnymi oraz modernizacjami, a także z zasadami prawidłowego przygotowania postępowań przetargowych.
To już czwarta edycja Warsztatów dla wykonawców z PGE Energia Ciepła. Uczestnicy warsztatów, w których wzięło udział ponad 500 osób z kilkudziesięciu firm, mieli możliwość zapoznania się z wewnętrznymi procedurami PGE oraz narzędziami, za pomocą których prowadzone są postępowania przetargowe PGE Energia Ciepła, czyli portalami zakupowymi.
– Jesteśmy bardzo zadowoleni, że Warsztaty dla wykonawców cieszą się tak dużym zainteresowaniem. Ambicją PGE Energia Ciepła jest rozwój nowoczesnego ciepłownictwa w Polsce. Komunikacja i zarządzanie relacjami z naszymi partnerami biznesowymi są kluczowe w procesach przetargowych – mówi Maciej Jankiewicz, wiceprezes zarządu PGE Energia Ciepła.
Warsztaty dla wykonawców to także okazja do otwartej dyskusji, wymiany dobrych praktyk oraz omówienia najczęstszych problemów, występujących przy składaniu wniosków przetargowych.
– PGE Energia Ciepła realizuje postępowania przetargowe i wybiera wykonawców według najwyższych standardów, w oparciu o wewnętrzne procedury Grupy PGE oraz zapisy Prawa o zamówieniach publicznych. Ideą warsztatów jest m.in. przygotowanie zainteresowanych współpracą z PGE Energia Ciepła wykonawców, czego efektem jest nie tylko dbałość o rzetelną realizację naszych projektów, ale też pomoc przedsiębiorcom z branży. To przekłada się na dobrą współpracę, a przecież rocznie mamy ponad 1500 postępowań przetargowych – mówi Maciej Jankiewicz.
Celem warsztatów było omówienie z obecnymi i potencjalnymi wykonawcami inwestycji PGE Energia Ciepła modernizacji obecnych i budowy nowych mocy wytwórczych, a także planowanych postępowań przetargowych. Podczas spotkania przedstawione zostały również poszczególne etapy procesu zakupowego oraz wynikające z nich uwarunkowania prawne.
W ubiegłym roku PGE Energia Ciepła rozpoczęła szereg inwestycji, w należących do spółki 16 elektrociepłowniach – inwestycje związane są głównie z przejściem na niskoemisyjne paliwo gazowe. Obecnie PGE Energia Ciepła prowadzi projekty inwestycyjne związane z budową nowych, kogeneracyjnych źródeł gazowych w Siechnicach, Bydgoszczy, Kielcach i Zgierzu.
– W 2021 r. wybraliśmy wykonawców, którzy wybudują kotłownie rezerwowo-szczytowe w Kielcach, Gorzowie Wielkopolskim, Rzeszowie, Lublinie i Bydgoszczy. Ponadto zainaugurowaliśmy projekty związane z wykorzystaniem wielkoskalowych pomp ciepła w Rzeszowie i Krakowie. W PGE Energia Ciepła nie tylko inwestujemy w nowe instalacje, ale także modernizujemy istniejące, stosując unikatowe na polskim rynku technologie. W związku z tak dynamicznym rozwojem, warsztaty dla wykonawców są zarówno nam, jak i przedsiębiorstwom bardzo potrzebne – podsumowuje Maciej Jankiewicz, wiceprezes zarządu PGE Energia Ciepła.
W związku z obowiązującą od 1 września 2019 r. tzw. uchwałą antysmogową, Kraków wystąpił do Ministerstwa Klimatu i Środowiska z prośbą o jak najszybsze uwzględnienie kwestii dopłat do gospodarstw, które po likwidacji palenisk są ogrzewane gazem i energią elektryczną.
Kraków jest na etapie końcowym realizacji programu ograniczania niskiej emisji, co znaczy, że większość krakowian zrezygnowała z opalania domów węglem. Propozycja rządowa, dotycząca dopłaty 3 tys. zł do każdego domu opalanego węglem, w przypadku Krakowa nie jest dogodnym rozwiązaniem. Dlatego miasto wystąpiło z pismem do Ministerstwa Klimatu i Środowiska, aby ze względu na specyfikę Krakowa, uwzględnić jak najszybciej kwestię dopłat do mieszkań, które ogrzewane są innymi źródłami ciepła: gazem i energią elektryczną.
„W przypadku Krakowa, nasze prognozy na przyszły rok wskazują, że koszty dostaw energii elektrycznej do jednostek budżetowych wzrosną co najmniej o 200 proc. (tzn. trzykrotnie), natomiast gazu nawet 900 proc. (dziesięciokrotnie). Oznacza to zwiększenie wydatków gminy (w oparciu o bieżące notowania giełdowe cen energii elektrycznej i gazu) o około 120 mln zł netto w przypadku energii elektrycznej oraz około 27 mln zł netto w przypadku gazu. Dodatkowo koszt realizacji celów publicznych przez spółki miejskie (komunikacja publiczna, wodociągi i ciepłownictwo) wzrośnie o kolejne około 230 mln zł netto za energię elektryczną i około 9 mln zł netto za gaz ziemny, co oznacza większe koszty dla mieszkańców” – czytamy w piśmie, które prezydent Krakowa Jacek Majchrowski skierował do Anny Moskwy, minister klimatu i środowiska.
Przypominamy, że 11 października 2022 r. upływa termin na złożenie przez spółdzielnie, wspólnoty mieszkaniowe oraz podmioty wrażliwe oświadczenia do sprzedawców ciepła o spełnieniu warunków pozwalających na uznanie ich za odbiorców, dla których stosuje się średnią cenę wytwarzania ciepła z rekompensatą.
Obowiązek złożenia oświadczenia wynika z ustawy z dnia 15 września 2022 r. o szczególnych rozwiązaniach w zakresie niektórych źródeł ciepła w związku z sytuacją na rynku paliw. Należy je złożyć do sprzedawcy ciepła, z którym odbiorca ciepła zawiera albo ma zawartą umowę sprzedaży ciepła.
W przypadku odbiorców wrażliwych (np. szkoły, żłobki czy szpitale) niezłożenie w wyznaczonym terminie oświadczenia, uprawnia sprzedawcę ciepła do niestosowania wobec tego odbiorcy średniej ceny wytwarzania ciepła z rekompensatą. Złożenie oświadczenia po upływie ustawowego terminu, zobowiązuje sprzedawcę ciepła do stosowania wobec tego odbiorcy średniej ceny wytwarzania ciepła z rekompensatą ze skutkiem od miesiąca następującego po miesiącu, w którym złożono oświadczenie.
Projekt pn. Nowe Źródła Energii w MPEC Nowy Sącz (dofinansowany z zasobu MF EOG) oraz inwestycja pn. Budowa układu wysokosprawnej kogeneracji w MPEC Nowy Sącz (dofinansowany ze środków POIiŚ) zostaną wsparte środkami własnymi NFOŚiGW. 19,5 mln zł współfinansowania udzielone w formie preferencyjnych pożyczek umożliwi wybudowanie kotła na biomasę oraz budowę układu kogeneracyjnego opartego o kocioł i silniki zasilane gazem ziemnym. Inwestycje wpłyną na poprawę efektywności energetycznej miejskiego systemu grzewczego. Całość działań wniesie także walor antysmogowy.
Pierwsze z dofinansowanych przedsięwzięć, kosztować będzie w całości ok. 13,7 mln zł, zostanie współfinansowane przez NFOŚiGW kwotą 6,5 mln zł pożyczki. Wcześniej MPEC Nowy Sącz otrzymało w ramach projektu ok. 4,6 mln zł dotacji ze środków MF EOG. W zakres inwestycji będzie wchodzić m.in. budowa instalacji kotła na biomasę o mocy nominalnej 3 MW, a także likwidacja 2 kotłów węglowych i 7 kotłów gazowych lokalnych kotłowni oraz przyłączenie zasilanych z tych źródeł budynków do miejskiej sieci ciepłowniczej.
W ramach projektu zostanie wybudowanych także 8 przyłączy do sieci ciepłowniczej (o dług. 1270 m) oraz dwie instalacje fotowoltaiczne.
Dodatkowo przeprowadzona zostanie kampania społeczna nt. działań wpływających na zwiększenie efektywności energetycznej. Projekt realizowany w partnerstwie z Norsk Energi z Norwegii pozwoli na wykorzystanie jej doświadczeń i wiedzy m.in. w kampanii informacyjnej nt. wpływu realizacji projektu na środowisko.
Budowa układu wysokosprawnej kogeneracji przez nowosądecki MPEC będzie oparta o kocioł oraz 3 silniki zasilane gazem ziemnym o mocy elektrycznej 2 MW każdy (łącznie 5,85 MW energii cieplnej). Wyprodukowana energia elektryczna przekazywana będzie do sieci za pośrednictwem nowo wybudowanego przyłącza. Ciepło odpadowe powstające podczas pracy silników zostanie odzyskane i przekazane do sieci ciepłowniczej będącej własnością beneficjenta. Uzyskana energia cieplna pozwoli zrezygnować z części wytwarzanej wcześniej z węgla kamiennego oraz zwiększyć moc zainstalowaną w spółce, a co za tym idzie zabezpieczyć możliwości dla nowo przyłączanych odbiorców. Nowa instalacja kogeneracyjna będzie odrębną jednostką wytwarzania ciepła i energii, zakładana wielkość produkcji ciepła to co najmniej – 141 tys. GJ/rok, a energii elektrycznej – 41,5 tys. MWh. Inwestycja wsparta wcześniej kwotą 9,4 mln zł dotacji ze środków POIiŚ, będzie kosztowała w całości 27,8 mln zł. Współfinansująca kwota pożyczki udzielonej z NFOŚiGW to 13 mln zł.
Realizacja projektów pozwoli uzyskać status Efektywnego Systemu Ciepłowniczego w Nowym Sączu oraz nie tylko podłączyć nowych odbiorców do systemowego ciepła, ale także przygotować elastyczne możliwości przyłączeń dla kolejnych zainteresowanych.
Uruchomienie nowych instalacji wpłynie na ograniczenie tzw. „niskiej emisji”, zmniejszenie zużycia nieodnawialnej energii pierwotnej oraz zmniejszenie emisji pyłu. Spowoduje również redukcję emisji CO2 do atmosfery.
W wyniku rozstrzygnięcia konkursu organizowanego przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej w Suwałkach Spółka z o.o. otrzymało dofinansowanie projektu pn. „Budowa Instalacji Odpylania dla kotłów węglowych szczytowych K2 i K3” w formie pożyczki.
Celem przedsięwzięcia jest dostosowanie istniejących układów odpylania spalin do osiągnięcia emisji pyłu w spalinach na poziomie nie wyższym niż 25 mg/m3 – obowiązującym dla części szczytowej od 1 stycznia 2023 r. standardzie emisyjnym dla pyłu wg rozporządzenia Ministra Klimatu z dnia 24 września 2020 r. w sprawie standardów emisyjnych dla niektórych rodzajów instalacji, źródeł spalania paliw oraz urządzeń spalania lub współspalania odpadów (Dz.U. z 2020 r. poz. 1860).
Nowa instalacja odpylania spalin kotłów K2 i K3 będzie łączyła się z istniejącą instalacją odpylania zlokalizowaną za tymi kotłami, tj. z multicyklonami. Po przejściu spalin przez pierwszy stopień odpylania w multicyklonie, spaliny następnie będą przepływać przez filtr workowy poziomy. Odpylone spaliny z filtra są odciągane przez wentylator ciągu spalin do komina. Odbiór pyłów z urządzeń odpylających odbywa poprzez system odprowadzania pyłów przenośnikami śrubowymi do odżużlacza. Spaliny za instalacjami odpylania z kotłów K2 i K3, przed odprowadzeniem do istniejącego komina betonowego, zostaną objęte wspólnym ciągłym monitoringiem spalin.
Celem projektu jest ograniczenie emisji pyłów o 1,836 Mg/rok
Wartość projektu: 4 419 000,00 zł
Kwota pożyczki ze środków NFOŚiGW: 3 756 150,00 zł
