Home Blog Left SidebarPage 45

ROBERT CHOMA WICEPREZESEM PGNIG TERMIKA ENERGETYKA PRZEMYŚL

1384 0

Robert Choma, były prezydent Przemyśla oraz były prezes PGE Obrót Detaliczny, został wiceprezesem spółki PGNiG Termika Energetyka Przemyśl.


W styczniu 2019 r. Robert Choma został powołany na prezesa PGE Obrót Detaliczny w Rzeszowie. Z tego stanowiska został odwołany w październiku 2021 r.

Spółka PGNiG Termika Energetyka Przemyśl jest spółką celową, w której 100 proc. udziałów ma PGNiG TERMIKA SA.

Zadaniem spółki PGNiG Termika Energetyka Przemyśl jest dostarczanie ciepła miastu Przemyśl. Ten cel spółka będzie realizować poprzez 30-letnią dzierżawę od Miejskiego Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej majątku Ciepłowni Zasanie, znajdującej się przy ul. Emilii Plater w Przemyślu oraz realizację programu inwestycyjnego związanego z modernizacją Ciepłowni Zasanie. Na terenie ciepłowni zostanie uruchomiona nowa Elektrociepłownia Przemyśl, oparta na kogeneracyjnych silnikach gazowych, których łączna moc elektryczna wyniesie 5,2 MW.


Kim jest Robert Choma?

Robert Choma w latach 1996 – 1998 był wiceprezydentem Przemyśla.

Od 1998 r., przez 4 lata pracował na stanowisku wiceprezesa Krajowego Urzędu Pracy w Warszawie.

W latach 2001 – 2002 był dyrektorem Wojewódzkiego Szpitala im. Św. Ojca Pio w Przemyślu.

Przez 16 lat (2002 – 2018) był prezydentem Przemyśla. Nie wystartował w wyborach samorządowych w 2018 r.

Jest absolwentem Wydziału Prawa i Administracji Uniwersytetu Marii Curie-Skłodowskiej w Lublinie. Ukończył podyplomowe studia „Akademia Liderów Samorządowych” na Wydziale Prawa i Administracji Uniwersytetu Warszawskiego oraz studia Executive MBA w Collegium Humanum – Szkole Głównej Menedżerskiej w Warszawie.

Źródło: CIRE

Fot: CIRENC

ELEKTROCIEPŁOWNIA W ZGIERZU PODSUMOWAŁA ZIMĘ

377 0

Elektrociepłownia PGE Energia Ciepła w Zgierzu podsumowała zakończoną 21 marca kalendarzową zimę. Tegoroczna była znacznie łagodniejsza, niż poprzednia. W Zgierzu najniższa odnotowana temperatura wyniosła -9,8°C, podczas gdy rok wcześniej aż -19,9°C. Temperatury zewnętrzne mają bezpośredni wpływ na ilość produkowanego przez elektrociepłownię ciepła. W czasie zakończonej właśnie kalendarzowej zimy EC Zgierz wyprodukowała około 6% ciepła mniej niż zimą poprzedniego sezonu.

Elektrociepłownia PGE Energia Ciepła w Zgierzu produkuje ciepło i energię elektryczną zaspokajając około 60% potrzeb grzewczych Zgierza. Jednocześnie zgierska elektrociepłownia produkuje też energię elektryczną na potrzeby krajowego systemu elektroenergetycznego. Zapotrzebowanie na ciepło w systemie ciepłowniczym zależy przede wszystkim od pogody. Dlatego tak ważne jest wykorzystywanie prognoz z kilkudniowym wyprzedzeniem i tworzenie na ich podstawie planów pracy jednostek wytwórczych z zachowaniem bieżącej aktualizacji.

Na podstawie prognozowanych zmian temperatury powietrza atmosferycznego, przygotowywana jest kilkudniowa prognoza zapotrzebowania na moc. Te plany są podstawą do optymalizacji produkcji tak, aby mając do dyspozycji określone urządzenia wytworzyć potrzebną ilość ciepła, pamiętając jednocześnie o obowiązujących normach środowiskowych.

– Elektrociepłownia to miejsce, które nigdy nie zasypia. Produkujemy ciepło i energię elektryczną całą dobę przez 7 dni w tygodniu, zapewniając bezpieczeństwo energetyczne i komfort cieplny mieszkańcom miasta w każdych warunkach pogodowych. Myśląc o przyszłości, inwestujemy w wymianę źródeł wytwórczych  oraz moce szczytowe. Obecnie w Elektrociepłowni PGE Energia Ciepła w Zgierzu budujemy nowe agregaty kogeneracyjne oparte o silniki tłokowe zasilane paliwem gazowym  oraz kocioł rezerwowo-szczytowy o mocy 7 MW również na paliwo gazowe. Prowadzone inwestycje wzmocnią bezpieczeństwo energetyczne Zgierza. Przed nami intensywny czas inwestycji w nowe technologie i infrastrukturę. Jednak nawet podczas prac budowlanych produkcja ciepła będzie odbywała się zgodnie z zapotrzebowaniem klientów, niezależnie od pory roku – powiedział Krzysztof Fuzowski, dyrektor Elektrociepłowni PGE Energia Ciepła w Zgierzu.

Źródło: PGE EC

TAURON REALIZUJE INWESTYCJE W SIEĆ CIEPŁOWNICZĄ W KATOWICACH

334 0

Tauron wybudował dwa największe w swojej historii indywidualne węzły cieplne. Wymienniki ciepła wraz z systemami układów pomiarowych zostały wykonane w całości we własnym zakresie przez pracowników Taurona. Specjaliści zrealizowali budowę przyłącza, aparatury automatyki pogodowej oraz monitoringu węzłów. Koszt realizacji przyłączenia wraz z montażem węzłów i pełnej aparatury wynosi blisko 4,6 miliona złotych.

– Każdy z indywidualnych węzłów pozwala zapewnić odbiorcom ciepło technologiczne na potrzeby wentylacji, ciepłą wodę użytkową oraz centralne ogrzewanie dla powierzchni usługowo-handlowych w nowobudowanych obiektach. Węzły wyposażone są w automatykę pogodową oraz system zdalnego monitoringu – mówi Marcin Staniszewski, prezes spółki Tauron Ciepło.

Węzeł cieplny w kompleksie biurowym Global Office Park w Katowicach obsługuje już 3,9 MWt (mocy cieplnej), a do końca 2022 r. zostanie oddany do użytkowania w tym obiekcie kolejny węzeł o mocy 1,97 MWt. Z kolei w kompleksie budynków biurowych KTW w Katowicach działają już dwa indywidualne węzły cieplne – o mocy 3,2 MWt oraz 6,2 MWt i są to największe tego typu urządzenia zainstalowane w historii spółki.

– W praktyce oznacza to monitorowanie on-line, 24 godziny na dobę, pracy węzłów cieplnych i instalacji odbiorczych oraz możliwość zdalnego sterowania parametrami urządzeń w węźle. Dyspozytor otrzymuje na bieżąco, powiadomienia i alarmy pozwalające na szybkie wykrycie nieszczelności i diagnozę nieprawidłowości w pracy urządzeń – tłumaczy Staniszewski.

Tauron podaje w komunikacie, że jeszcze przed kolejnym sezonem grzewczym jesienią 2022 roku zaplanowany jest montaż kolejnego indywidualnego wymiennika ciepła w drugim budynku kompleksu Global Office Park. – Stosowana przez Tauron Ciepło, nowoczesna usługa automatyki pogodowej, pozwala na ustawienie wartości temperatur, zgodnie z którymi następuje samoczynne wyłączenie i włączenie dostarczania ciepła do budynków – w zależności od temperatury zewnętrznej – czytamy.

– Nie należy się obawiać tego, że wniosek o rozpoczęcie dostaw ciepła zostanie złożony za wcześnie, ponieważ temperatura na zewnątrz może jeszcze wzrosnąć. W okresie przejściowym, z początkiem jesieni, kiedy zapotrzebowanie na ciepło nie jest jeszcze wysokie, dostawy ciepła do mieszkań w pełni reguluje automatyka pogodowa – dodaje Staniszewski.

Źródło: Tauron/Michał Perzyński

DUŻY POTENCJAŁ GEOTERMALNY SZCZECINA

387 0

PGE Polska Grupa Energetyczna, PGE Energia Ciepła, Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej oraz Geotermia Polska, deklarują podpisanie porozumienia, sygnowanego przez wojewodę zachodniopomorskiego Zbigniewa Boguckiego, dotyczącego rozwoju źródeł geotermalnych w Szczecinie. Po przeprowadzeniu wstępnych analiz dotyczących wykorzystania źródeł geotermalnych w Szczecinie wnioski wskazują na duży potencjał wykorzystania wód geotermalnych do celów ciepłowniczych mieszkańców miasta.

Uwarunkowania geologiczne oraz techniczne wskazują na obiecujące perspektywy wykorzystania źródeł geotermalnych dla zapewnienia potrzeb ciepłowniczych w regionie Szczecina. PGE, NFOŚiGW oraz Geotermia Polska postanowili zawiązać bliższą współpracę w celu kontynuowania prac i doprowadzenia do rzeczywistego rozpoznania pokładów geotermalnych i rzeczywistych wydajności technicznych.

Wody termalne stanowią cenny, cieszący się rosnącym zainteresowaniem ze strony inwestorów surowiec wykorzystywany w wielu dziedzinach gospodarki krajowej. Potencjał geotermalny ma wg szacunków prawie połowa obszaru Polski. Dlatego też niezbędny jest stały rozwój ich wykorzystania, wpisujący się w politykę pilnego uniezależniania naszej gospodarki i jej krytycznej gałęzi, jaką stanowią energetyka i ciepłownictwo, od  surowców zewnętrznych, zwłaszcza pochodzących zza naszej wschodniej granicy. Warto pamiętać, że geotermia, choć dość kosztowna w pierwszej fazie realizacji projektów, jest nieoceniona jako stabilne, efektywne i ekonomiczne w eksploatacji zeroemisyjne źródło OZE. Co ważne, to źródło zupełnie niekontrowersyjne z punktu widzenia społeczności lokalnej, a perspektywiczne jako źródło ciepła systemowego czy w przyszłości – pod określonymi warunkami – także np. energii elektrycznej, czy rekreacji – podkreślaMałgorzata Golińska, sekretarz stanu w Ministerstwie Klimatu i Środowiska.

Na podpisanie dzisiejszego porozumienia należy patrzeć w znacznie szerszym kontekście. W czasie trwającej rosyjskiej inwazji na Ukrainę chcemy jak najszybciej stać się niezależnym energetycznie państwem. To szczególnie ważne, byśmy mogli poczuć się w pełni bezpieczni, odporni na jakiekolwiek zewnętrzne szantaże – mówi wojewoda zachodniopomorski Zbigniew Bogucki. Zastosowanie energii geotermalnej w ciepłownictwie przynosi wiele korzyści. Naturalnie gorąca woda będzie pochodzić z odwiertu zlokalizowanego w Szczecinie, a więc jej wydobycie i dystrybucja będzie odbywać się na miejscu. Wykorzystanie wód geotermalnych przyczyni się do rozwoju gospodarczego Pomorza Zachodniego oraz podniesienia jakości życia mieszkańców. Co więcej ciepłownictwo geotermalne nie wyczerpuje się oraz nie zanieczyszcza atmosfery. Jest to bardzo ważne dla ochrony naszego środowiska.

PGE Energia Ciepła, spółka z Grupy PGE, oraz Geotermia Polska planują utworzenie wspólnej spółki celowej, której zadaniem będzie budowa ciepłowni opartej na cieple z wód termalnych pochodzących z wnętrza ziemi, przy wykorzystaniu wsparcia pochodzącego ze środków NFOŚiGW.

Szczecin dysponuje dużym potencjałem źródeł geotermalnych, które stanowią lokalne zasoby czystej, odnawialnej energii. Jako lider w obszarze wytwarzania ciepła, PGE chce wykorzystać tę szansę na produkcję ekologicznego ciepła dla mieszkańców miasta – mówi Wojciech Dąbrowski, prezes zarządu PGE Polskiej Grupy Energetycznej. – W Szczecinie dysponujemy już dwiema jednostkami ciepłowniczymi: biomasową EC Szczecin i kogeneracyjną EC Pomorzany. Geotermia w zasobach ciepłowniczych miasta to dywersyfikacja źródeł wytwórczych, a co za tym idzie zwiększenie bezpieczeństwa dostaw ciepła dla mieszkańców. Umożliwi to również optymalizację cen ciepła w długim terminie dla odbiorców końcowych – dodaje prezes Wojciech Dąbrowski.

Obecnie planowane jest przeprowadzenie studium wykonalności oraz realizacja pierwszego badawczego otworu, na podstawie którego przeprowadzona zostanie weryfikacja uwarunkowań geologiczno-technicznych na potrzeby przyszłej pełnoskalowej ciepłowni.

Jako NFOŚIGW podejmujemy szereg inicjatyw, by racjonalnie rozwijać nasz rodzimy potencjał geotermalny. Służą temu m.in. dwa nasze programy priorytetowe pn. „Polska Geotermia Plus” oraz „Udostępnianie wód termalnych w Polsce”. Cieszę się, że Szczecin staje się dobrym przykładem współdziałania biznesu z sektorem publicznym służącego rozpoznaniu i zagospodarowaniu złóż wód termalnych – podkreśla Paweł Mirowski, wiceprezes NFOŚiGW.

PGE jest największym producentem energii cieplnej w Szczecinie. Ciepło wytwarzane w szczecińskim oddziale PGE Energia Ciepła pochodzi z wysokosprawnej kogeneracji. W skład Oddziału wchodzą zlokalizowane w Szczecinie Elektrociepłownia Szczecin o mocy cieplnej 162 MWt i mocy elektrycznej 68,5 MWe i Elektrociepłownia Pomorzany o mocy cieplnej 195 MWt i mocy elektrycznej 134,2 MWe oraz system ciepłowniczy w Gryfinie o długości 32 km. Budowa bloku biomasowego w Elektrociepłowni Szczecin spowodowała, że instalacja ta jest od 2011 roku największym przyjaznym dla środowiska producentem „zielonej energii” w aglomeracji szczecińskiej. PGE jest również właścicielem Elektrowni Dolna Odra o mocy 900 MW oraz właścicielem inwestycji w dwa bloki gazowo-parowe o łącznej mocy 1400 MW powstającej przy tej elektrowni.

Źródło: NFOŚiGW

UE STAWIA NA LOKALNE PLANOWANIE W CELU POBUDZENIA ROZWOJU SIECI CIEPŁOWNICZYCH

1042 0

Projekt przepisów unijnych nakłada na wszystkie gminy powyżej 50 tys. mieszkańców obowiązek opracowania map drogowych dotyczących dekarbonizacji ciepłownictwa i chłodnictwa.

Sieci ciepłownicze – rury z gorącą wodą biegnące pod ziemią – zaopatrują miliony domów w miastach w całej Europie, stanowiąc około 10% unijnego rynku ciepła.

W miarę jak Europa stara się odzwyczaić od węgla i gazu, przestawienie tych sieci na źródła odnawialne staje się pilnym priorytetem.

„Jeśli przyjrzeć się trendom inwestycyjnym w całej Europie, wszystkie miasta z ambitnymi programami energetycznymi i klimatycznymi zamierzają rozwijać ciepłownictwo sieciowe” – powiedział Birger Lauersen, prezes Euroheat & Power, stowarzyszenia reprezentującego sektor ciepłowniczy w Brukseli.

„Projekty te w dużej mierze opierają się na odnawialnych źródłach energii i cieple odpadowym, pochodzącym zazwyczaj z przemysłu lub sektora usługowego, np. centrów danych” – powiedział w wywiadzie dla EURACTIV.

Jak podaje Euroheat & Power, ciepłownictwo sieciowe w Europie opiera się obecnie głównie na paliwach kopalnych – gaz ziemny i węgiel stanowią odpowiednio około 30% i 26% mieszanki paliwowej. Przejście na czyste źródła energii jest procesem powolnym: do czerwca stowarzyszenie ma opracować plan dekarbonizacji sektora do 2050 roku.

Jak wynika z projektu badawczego finansowanego przez UE, jednym z niewykorzystanych źródeł energii jest ciepło odpadowe z przemysłu ciężkiego, takiego jak huty czy zakłady petrochemiczne, które mogłoby zaoszczędzić cały gaz ziemny wykorzystywany obecnie do ogrzewania budynków w Europie.

Zbieranie ciepła odpadowego i dostarczanie go do gospodarstw domowych wymaga jednak zbudowania sieci podziemnych rur, co zdaniem Lauersena jest procesem najeżonym trudnościami politycznymi i administracyjnymi.

Lauersen powiedział: “W ciepłownictwie chodzi przede wszystkim o kontekst: trzeba zmobilizować miasta, regiony, właścicieli budynków, inwestorów, producentów ciepła odpadowego i tak dalej” – powiedział Lauersen, wyjaśniając, że tego rodzaju projekty są bardziej skomplikowane niż duże farmy wiatrowe.

“W przypadku ciepłownictwa sieciowego trzeba na każdym kroku angażować władze lokalne w rozwiązywanie problemów, ponieważ aby zbudować infrastrukturę, trzeba kopać w ziemi” – powiedział, ostrzegając jednocześnie, że “luki występują głównie w państwach członkowskich, a nie na poziomie UE”.

Komisja Europejska stara się zająć tym problemem. Zgodnie z przedstawioną w ubiegłym roku propozycją zmiany dyrektywy w sprawie efektywności energetycznej (EED), wszystkie gminy powyżej 50 tys. mieszkańców będą zobowiązane do przygotowania lokalnych planów ogrzewania i chłodzenia.

Plany te będą opierać się na danych przedstawionych w “kompleksowej ocenie ogrzewania i chłodzenia” przygotowanej przez każde państwo UE w ramach krajowych planów energetycznych i klimatycznych przedkładanych co roku Komisji Europejskiej.

“Jest to bardzo ważne, ponieważ bardzo często brakuje nam wiedzy o sytuacji i potencjale” – powiedziała Claudia Canevari, urzędniczka pracująca w departamencie energii Komisji Europejskiej, która zabrała głos podczas niedawnego spotkania z EURACTIV.

Inni zgadzają się, że plany krajowe będą miały kluczowe znaczenie dla krajów UE w rozwoju systemów ogrzewania i chłodzenia opartych na odnawialnych źródłach energii. “Potrzebne będzie zintegrowane planowanie na poziomie lokalnym, w którym uwzględniony zostanie cały system energetyczny” – powiedział Hans Korteweg, dyrektor zarządzający COGEN Europe, stowarzyszenia branżowego reprezentującego przemysł kogeneracyjny.

Zdaniem Kortewega plany krajowe powinny uwzględniać wszystkie dostępne zasoby – pochodzące z ciepła odpadowego, energii elektrycznej lub sieci gazowych – w celu “maksymalizacji wykorzystania źródeł odnawialnych we wszystkich wektorach energii i zapewnienia ich efektywnego wykorzystania”.

Zmniejszanie ryzyka inwestycji: nie chodzi tylko o pieniądze

Niezależnie od rodzaju paliwa, realizacja projektów zwykle wymaga czasu, ponieważ sieci ciepłownicze charakteryzują się wysokimi kosztami początkowymi i długimi okresami zwrotu. A pieniądze nie są największym problemem.

“Zasadniczo pieniądze już są” – powiedział Lauersen, zauważając, że fundusze private equity i fundusze emerytalne są bardzo zainteresowane projektami ciepłowniczymi ze względu na ich długoterminowe zaangażowanie.

“Brakuje jednak nie tyle pieniędzy, co umiejętności radzenia sobie z ryzykiem, ponieważ są to inwestycje długoterminowe” – dodał.

Projekty ciepłownicze mogą konkurować z innymi rozwiązaniami grzewczymi, takimi jak indywidualne pompy ciepła czy nowe farmy wiatrowe, których realizacja zajmuje mniej czasu i które cieszą się większym zainteresowaniem decydentów.

“Może się zdarzyć, że po uruchomieniu sieci ciepłowniczej nagle zabraknie klientów, ponieważ ceny gazu lub energii elektrycznej będą zbyt niskie” – powiedział Lauersen. “To część ryzyka”.

Inni zgadzają się, że ogrzewanie komunalne jest lepszym rozwiązaniem, jeśli chodzi o obsługę mas.

W samych Niemczech do 2030 roku potrzeba “co najmniej miliarda euro dotacji rocznie”, aby rozbudować sieci, powiedział Andrej Jentsch, kierownik programu IEA DHC, centrum międzynarodowych badań nad ciepłownictwem Międzynarodowej Agencji Energii.

“Bez ciepłownictwa i chłodzenia jest bardzo prawdopodobne, że dostawy ciepła będą znacznie droższe” – powiedział podczas spotkania z EURACTIV.

Jentsch pochwalił działania Komisji Europejskiej na rzecz dekarbonizacji ciepłownictwa, mówiąc, że wojna na Ukrainie daje UE wiele powodów do szybkiego odejścia od węgla i gazu. Przestrzegł jednak przed nadmiernym skupieniem się na szybkich indywidualnych rozwiązaniach grzewczych.

Podczas gdy pompy ciepła “mogą być wykonalne na obszarach wiejskich lub podmiejskich”, stwierdził, że “miasta o dużej gęstości zaludnienia powinny mieć możliwość podłączenia do miejskiego systemu ciepłowniczego”.

Według niego pewność prawna ma zasadnicze znaczenie dla zapewnienia terminowej realizacji projektów. “W Niemczech mieliśmy do czynienia z problemami związanymi z ciągle zmieniającymi się przepisami, co powodowało niepewność inwestycji” – powiedział Jentsch.

“Gdybyśmy więc mieli ramy prawne, które gwarantowałyby, że będą obowiązywać przez pewien czas, a przynajmniej nie pogorszą sytuacji ekonomicznej, byłoby to bardzo pomocne” – dodał.

Źródło: EURACTIV

NFOŚIGW: INOWROCŁAWSKI ZEC ZADBA O JAKOŚĆ MIEJSKIEGO POWIETRZA

418 0

Dofinansowanie w kwocie ponad 21 mln zł pozwoli zrealizować projekt pn. Budowa hybrydowego źródła energii w oparciu o skojarzoną produkcję ciepła i energii elektrycznej dla systemu ciepłowniczego Osiedla Uzdrowiskowego Miasta Inowrocławia zlokalizowanego w budynku dawnej Ciepłowni przy ul. Armii Krajowej 9A. Całkowity koszt inwestycji to: 33,5 mln zł. Kwota dotacji udzielonej z NFOŚiGW sięgnie 10,5 mln zł, a kwota pożyczki 10,6 mln zł. Środki będą pochodzić z programu priorytetowego NFOŚiGW pn. Ciepłownictwo Powiatowe – II nabór. Efektem ekologicznym przedsięwzięcia widocznym już w 2025 r. będzie m.in. redukcja zużycia energii pierwotnej o 142 550 GJ/rok, zmniejszenie zużycia energii końcowej o 12 193 GJ/rok i mniejsza o 23 598 ton/rok emisja dwutlenku węgla do atmosfery.

Przedsięwzięcie zostanie przeprowadzone przez  Zakład Energetyki Cieplnej Sp. z o.o. (którego 100% udziałów posiada Gmina Miasto Inowrocław) do końca 2024 r. Przewidziano budowę wysokosprawnej kogeneracyjnej instalacji energetycznej złożonej z 3 silników gazowych (moc cieplna 5,676 MWt, moc elektryczna 4,5 MWe), 2 kotłów gazowych (moc cieplna 18,80 MWt, moc w paliwie 19,99 MW) i 2 kotłów gazowo-olejowych (moc cieplna w paliwie 5,978 MW) oraz pompy ciepła powietrze-woda (moc cieplna 0,24 MWt) oraz instalacji fotowoltaicznej (moc 0,085 MWe).

Kogeneracja pozwoli zasilić podsystem ciepłowniczy inowrocławskiego Osiedla Uzdrowiskowego, który zostanie wyodrębniony z istniejącej infrastruktury systemowej. Modernizacja da dodatkową zdolność wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej (w wysokosprawnej kogeneracji bez zastosowania OZE) – 10,176 MW. Równolegle dodatkowa zdolność wytwarzania energii elektrycznej z zainstalowanych ogniw fotowoltaicznych sięgnie 0,085 MWe (planowana liczba godzin pracy instalacji fotowoltaicznej to 4 137 h/rok).

Wyprodukowana energia elektryczna zostanie skonsumowana w 100% przez odbiorniki planowanej elektrociepłowni. W chwili obecnej funkcjonowanie systemu ciepłowniczego na terenie Inowrocławia, którym zarządza ZEC Sp. z o.o. opiera się głównie na surowcu jakim jest węgiel. Umowa potwierdzająca przekazanie środków została podpisana 30 marca br. w Warszawie przez wiceprezesa NFOŚiGW Artura Michalskiego oraz Prezesa Zarządu ZEC Sp. z o.o. w Inowrocławiu Piotra Pawlaka.

Warto przypomnieć, że część Inowrocławia ma charakter uzdrowiskowy. Znajdują się tam m.in.  sanatoria, tężnie solankowe oraz ponad 80-hektarowy Park Solankowy ze słynnymi dywanami kwiatowymi. Oferta lecznicza i rehabilitacyjna jest skierowana szczególnie dla osób (pacjentów) mających problemy z narządami ruchu, ze schorzeniami reumatologicznymi i chorobami układu krążenia. Stąd m.in. szczególna troska włodarzy miasta dotyczy jakości lokalnego powietrza. Dofinansowany przez NFOŚiGW projekt będzie miał istotny walor antysmogowy.

Źródło: Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej

ZMIANY W ZARZĄDZIE NFOŚIGW

403 0

Minister klimatu i środowiska Anna Moskwa wręczyła 31 marca 2022 r. powołanie dr Przemysławowi Ligenzie na stanowisko prezesa Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej.

Przemysław Ligenza, dr nauk ekonomicznych, lider rozwoju, restrukturyzacji i zarządzania zmianą w różnych organizacjach (ochrony środowiska, sektora finansów publicznych, firm prywatnych), posiadający ponad 20 letnie doświadczenie zawodowe.

Dr Ligenza, wspólnie z różnymi zespołami, zrealizował szereg innowacyjnych projektów, których celem była optymalizacja kosztów i wprowadzenie nowych usług i produktów. Jego zdaniem jednym z kluczowych działań zarządczych na rożnych poziomach menedżerskich jest rozwój kompetencji zasobów ludzkich, ukierunkowany na efektywne ich wykorzystanie w ramach danej organizacji. 

Od stycznia 2019 r. był szefem Instytutu Meteorologii i Gospodarki Wodnej.

Źródło: MKiŚ

PODSUMOWANIE KALENDARZOWEJ ZIMY PGE ENERGIA CIEPŁA W GDAŃSKU I GDYNI

448 0

Elektrociepłownie PGE Energia Ciepła w Gdańsku i Gdyni podsumowały zakończoną 21 marca 2022 r. kalendarzową zimę. Nie była ona tak mroźna jak poprzednia. W Gdańsku najniższa średniodobowa temperatura wyniosła -9,2°C, w Gdyni natomiast -6,8°C. Dla porównania, podczas kalendarzowej zimy 2020/2021 najniższa średniodobowa temperatura zewnętrza wyniosła w Gdańsku -13,8°C, a w Gdyni -11,8°C. Temperatury zewnętrzne mają bezpośredni wpływ na ilość produkowanego przez elektrociepłownie ciepła. Zarówno EC Gdańsk, jak i EC Gdynia w czasie zakończonej właśnie kalendarzowej zimy wyprodukowały o ok. 7 proc. ciepła mniej niż zimą poprzedniego sezonu.

Elektrociepłownie PGE Energia Ciepła w Gdańsku i Gdyni to największy producent ciepła i energii elektrycznej na Pomorzu. Zaspokajają one około 60 proc. potrzeb grzewczych aglomeracji trójmiejskiej. Elektrociepłownie produkują jednocześnie z ciepłem energię elektryczną na potrzeby krajowego systemu elektroenergetycznego. Zapotrzebowanie na ciepło w systemie ciepłowniczym zależy przede wszystkim od pogody. Dlatego tak ważne jest wykorzystywanie prognoz z wyprzedzeniem co najmniej kilku dni i tworzenie planów pracy jednostek wytwórczych oraz ich bieżąca aktualizacja.

Na podstawie prognozowanych zmian temperatury powietrza atmosferycznego, przygotowywana jest kilkudniowa prognoza zapotrzebowania na moc. Te plany są podstawą do optymalizacji produkcji tak, aby mając do dyspozycji określone urządzenia, wytworzyć potrzebną ilość ciepła, pamiętając jednocześnie o obowiązujących normach środowiskowych.

– Produkujemy ciepło i energię elektryczną całą dobę przez 7 dni w tygodniu, zapewniając bezpieczeństwo energetyczne i komfort cieplny mieszkańcom Trójmiasta w każdych warunkach pogodowych – powiedziała Elżbieta Kowalewska, dyrektor Oddziału Wybrzeże PGE Energia Ciepła.  Myśląc o przyszłości, inwestujemy w nowe źródła wytwórcze oraz moce szczytowe. W grudniu 2021 r. w Elektrociepłowni Gdańskiej oddaliśmy do użytku nową kotłownię rezerwowo-szczytową, w której po raz pierwszy zastosowanie znalazły kotły elektrodowe. Nowa inwestycja wzmocniła bezpieczeństwo energetyczne Gdańska. Trwa także modernizacja Elektrociepłowni Gdyńskiej, która obejmuje budowę bloku gazowo-parowego oraz kotłowni rezerwowo-szczytowej – dodaje Elżbieta Kowalewska, która jednocześnie zapewniła, że nawet podczas prac budowlanych produkcja ciepła odbywa się zgodnie z zapotrzebowaniem klientów, niezależnie od pory roku.

Wpływ na zużycie ciepła mają nie tylko warunki pogodowe, takie jak temperatura zewnętrzna, wiatr, wilgotność, ale również typ budynku (m.in. izolacja termiczna, szczelność okien, jakość dachu)i przyzwyczajenia odbiorców.

PGE Energia Ciepła prowadzi działania edukacyjne na temat efektywności energetycznej dla spółdzielni mieszkaniowych i zarządców nieruchomości. Pokazuje także mieszkańcom proste sposoby na zarządzanie ciepłem w domu, pomagające obniżyć zużycie ciepła, przy zachowaniu komfortu cieplnego.

Źródło: PGE EC

PGE EC W TROSCE O BEZPIECZEŃSTWO ENERGETYCZNE KRAKOWA

430 0

Przedstawiciele Elektrociepłowni należącej do PGE Energia Ciepła z Grupy PGE, Miejskiego Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej oraz Urzędu Miasta w Krakowie wspólnie uczestniczyli w 2- dniowych warsztatach poświęconych planowaniu zaopatrzenia w ciepło i funkcjonowaniu dużych systemów ciepłowniczych na przykładzie miasta Kraków.

– Jako największy producent kogeneracyjnej energii elektrycznej i ciepła w Polsce stale zmieniamy się dostosowując nasze aktywa do obecnych i przyszłych wymagań środowiskowych. Jednak zmiany te muszą być przeprowadzane w bezpieczny i ciągły sposób, w porozumieniu z naszymi lokalnymi partnerami. Dlatego naszą intencją, przy organizacji warsztatów, była wspólna wymiana poglądów i doświadczeń związanych z działaniami w kierunku transformacji sektora ciepłownictwa systemowego w celu wypracowania najlepszego dostępnego rozwiązania – powiedział Przemysław Kołodziejak, prezes zarządu PGE Energia Ciepła.

Podczas 2-dniowych warsztatów omówiono uwarunkowania związane z funkcjonowaniem systemu ciepłowniczego w Krakowie, przedstawiony został też projekt PGE Energia Ciepła „Mapa ciepła dla Krakowa” i jego praktyczne aspekty. Zastanawiano się wspólnie nad możliwościami poprawy efektywności energetycznej w ramach systemów ciepłowniczych, wpływu pakietu Fit for 55 na te systemy oraz poruszono kwestie związane z likwidacją zjawiska niskiej emisji na przykładzie miasta.

– Z pewnym niepokojem przyjmujemy kolejne propozycje zmian regulacyjnych w zakresie unijnej polityki energetyczno – klimatycznej, wyznaczające trajektorię transformacji sektora ciepłownictwa systemowego. Wierzę jednak, że finalny kształt tych regulacji będzie możliwy do zaimplementowania, a system ciepłowniczy w Krakowie, dzięki efektywnej współpracy z naszymi partnerami oraz nowym rozwiązaniom technicznym, na czele z wysokosprawną kogeneracją gazową, ma szansę przejść przez ten proces skutecznie realizując swoje najważniejsze zadanie czyli zapewniając bezpieczeństwo dostaw ciepła do mieszkańców Krakowa – wskazał Mariusz Michałek, dyrektor Elektrociepłowni PGE Energia Ciepła w Krakowie.

– Nieprzypadkowo na miejsce warsztatów został wybrany Kraków. Przykład systemu ciepłowniczego w Krakowie, jako jednego z największych w Polsce, bardzo dobrze pokazuje, że projekty rewizji dyrektyw EED, EPBD czy RED, przedstawione w ramach pakietu Fit for 55, nie odzwierciedlają specyfiki sektora ciepłownictwa w poszczególnych państwach, a w szczególności przypadku systemów ciepłowniczych o dużej mocy zamówionej cieplnej. Zaprezentowane w trakcie warsztatów analizy potwierdzają, że większe systemy ciepłownicze potrzebują stabilnej jednostki wytwórczej, takiej jak niskoemisyjna jednostka kogeneracji opalana gazem ziemnym. Natomiast koszty modernizacji sieci ciepłowniczej i instalacji odbiorczych, w kierunku spełnienia proponowanych wymogów definicji efektywnego systemu ciepłowniczego,  byłyby niezwykle wysokie, tymczasem wpływ na poprawę jakości powietrza byłby niewspółmierny – powiedział Arkadiusz Szymański, dyrektor Pionu Regulacji, Rynku Ciepła i Systemów Wsparcia w PGE Energia Ciepła.

Źródło: PGE EC

TERMOMODERNIZACJA NARODOWEGO INSTYTUTU KARDIOLOGII

353 0

Dzięki dotacji w wysokości ponad 13,7 mln złotych oraz pożyczce w wysokości ponad 1,5 mln złotych z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (NFOŚiGW) będzie możliwa termomodernizacja budynku głównego Narodowego Instytutu Kardiologii w Warszawie. Całkowita kwota inwestycji to ponad 23 mln złotych.

Szefowa resortu klimatu i środowiska Anna Moskwa podkreśla, że: obok poprawy komfortu leczenia i opieki nad pacjentami oraz wsparcia pracy personelu medycznego, projekt przyniesie wymierne rezultaty ekonomiczne i ekologiczne – przede wszystkim zmniejszenie zużycia energii pierwotnej w modernizowanych budynkach oraz istotną redukcję emisji dwutlenku węgla do atmosfery. A to de facto oznacza zmniejszenie ryzyka kolejnych zachorowań. Dlatego, w myśl zasady, że lepiej zapobiegać niż leczyć, jako resort klimatu i środowiska chcemy aktywnie wspierać działania takie, jak olbrzymi projekt termomodernizacyjny Instytutu.

 – Celem termomodernizacji jest przede wszystkim uzyskanie efektu komfortu cieplnego, zwiększenie bezpieczeństwa cieplnego w budynkach oraz przejście szpitala na gospodarkę niskoemisyjną poprzez wykorzystanie odnawialnych źródeł energii. Pozyskane środki pozwolą nam na realizację kolejnego etapu projektu, co znacznie przybliży nas do osiągnięcia zakładanych celów – mówi prof. Łukasz Szumowski, dyrektor Narodowego Instytutu Kardiologii w Warszawie.

 – Narodowy Fundusz dąży nie tylko do utrzymania, ale wręcz zwiększenia tempa prośrodowiskowych działań termomodernizacji budynków użyteczności publicznej. Dlatego nie mamy żadnych wątpliwości, że wsparcie dla inwestycji o takim charakterze jest niezbędne, a rezultaty mierzone m.in. redukcją emisji dwutlenku węgla sięgającą rocznie prawie tysiąca ton – bardzo pożądane – uzupełnia wiceprezes NFOŚiGW Artur Michalski.

Działania realizowane w ramach inwestycji obejmą:wykonanie nowego węzła cieplnego (około 5800 kW wraz z nowym przyłączem do miejskiej sieci ciepłowniczej), montaż 10 kolektorów słonecznych na potrzeby ciepłej wody użytkowej, montaż nowego systemu wentylacji mechanicznej nawiewno-wywiewnej z odzyskiem ciepła i funkcją chłodzenia  w miejsce wentylacji grawitacyjnej, wymianę okien, i drzwi zewnętrznych, ocieplenie ścian piwnicznych, ocieplenie stropodachu (części o powierzchni 1316 m2), ocieplenie ścian zewnętrznych o powierzchni 8289 m2 oraz wykonanie niezbędnej dokumentacji dotyczącej m.in. wymiany instalacji.

Oczekiwanym efektem ekologicznym jest zmniejszenie zużycia energii pierwotnej w budynkach publicznych o 8 376,30 GJ/rok, zmniejszenie emisji CO2 o 995,90 ton/rok oraz ilości wytwarzanego ciepła ze źródeł odnawialnych o 77,00 GJ/rok. Z kolei zamierzony efekt rzeczowy to m.in. ponad 32 tys. m2 powierzchni budynków objętych termomodernizacją oraz montaż instalacji solarnej.

Źródło: NFOŚiGW