Home Archive by category Polecane

Polecane

CIEPŁOWNICTWO W POLSCE CZEKAJĄ OGROMNE INWESTYCJE

Polska produkcja ciepła jest najbardziej w Europie uzależniona od węgla – ciepłownie systemowe spalają co roku ok. 14,5 mln t tego surowca. Dlatego w najbliższych latach ten sektor nieuchronnie czeka transformacja i przechodzenie na technologie nisko- i zeroemisyjne – czytamy na portalu CIRE.PL.

 Tego typu inwestycje od lat były odkładane na później, przez co dziś skala potrzeb inwestycyjnych w tym obszarze jest ogromna, liczona w dziesiątkach miliardów złotych. – Przedsiębiorstwa ciepłownicze potrzebują wsparcia, same sobie z tym nie poradzą – podkreśla Krzysztof Skowroński z KAPE. Jak wskazuje, w tej chwili nie radzą sobie również z zabezpieczeniem odpowiednich ilości surowca do produkcji ciepła przed nadchodzącą zimą. 

Ciepłownictwo jest tym sektorem rynku, który będzie wymagać głębokich przeobrażeń, co wynika m.in. z polityki europejskiej, nowych dyrektyw i potrzeb, ponieważ wszyscy chcemy mieć czyste powietrze. A regulacje Unii Europejskiej, które w tej chwili wchodzą: Fit for 55 i REPowerEU, w pewnym momencie dotkną przedsiębiorstw ciepłowniczych. Dlatego musimy myśleć o tym, żeby zmienić koszyk naszych paliw, żeby przejść w kierunku wykorzystania ciepła odpadowego, a najlepiej przejść całkowicie na energię odnawialną OZE – mówi agencji Newseria Biznes Krzysztof Skowroński, doradca zarządu ds. ciepłownictwa w Krajowej Agencji Poszanowania Energii.

Polska ma drugi, po Niemczech, największy rynek ciepła systemowego w Europie. Do sieci ciepłowniczej przyłączonych jest ponad 40 proc. spośród 13,5 mln gospodarstw domowych – to jeden z najwyższych wskaźników w UE. Łącznie w polskich systemach ciepłowniczych zainstalowanych jest 53,5 GW.

Jednocześnie polska produkcja ciepła jest najbardziej w Europie uzależniona od węgla – ciepłownie systemowe spalają co roku ok. 14,5 mln t tego surowca (dane z raportu Polityka Insight: „Ciepło do zmiany. Jak zmodernizować sektor ciepłownictwa systemowego w Polsce”). Dlatego też rozwój technologii opartych na OZE w ciepłownictwie jest nieunikniony, ponieważ polityka klimatyczna UE zakłada, że do 2040 roku gospodarstwa domowe i przemysł będą ogrzewane przez ciepło systemowe lub niskoemisyjne źródła. Taki cel rząd wyznaczył też w „Polityce energetycznej Polski do 2040 roku”.

Tymczasem – jak wskazuje w tegorocznym raporcie Forum Energii – dziś polskie ciepłownictwo to bardzo zaniedbany obszar, w którym niezbędne zmiany i modernizacje przez lata były odkładane na później. W rezultacie przestarzała infrastruktura ciepłownicza osiąga kres swojej użyteczności, a jej eksploatacja jest droga i powoduje duże szkody środowiskowe w postaci zanieczyszczenia powietrza (raport „Czyste ciepło jako motor polskiej gospodarki”).

Skala potrzeb inwestycyjnych jest rzeczywiście ogromna. Możemy mówić o miliardach złotych, to jest rząd wielkości zbliżony do ok. 100 mld zł w ciągu 10 lat. To jest też przedsięwzięcie bardzo trudne logistycznie samo w sobie, bo przedsiębiorstwa ciepłownicze muszą pozyskać wykonawców, wcześniej wybrać optymalny wariant i pozyskać środki finansowe – mówi Krzysztof Skowroński. – Z uwagi na kondycję przedsiębiorstw ciepłowniczych te inwestycje muszą być wspierane systemami pomocowymi. Dlatego m.in. Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej prowadzi szereg działań w tym kierunku, które mają stworzyć środki pomocowe dla przedsiębiorstw ciepłowniczych.

Jak szacuje Forum Energii, skala inwestycji niezbędnych w sektorze ciepłowniczym w nadchodzących latach to co najmniej 52 mld zł, ale rocznie. Transformacja tego sektora jest jednak szansą, aby czyste ciepło stało się motorem rozwoju polskiego przemysłu. Przy stworzeniu dobrych ram prawnych modernizacja ciepłownictwa może zwiększać polskie PKB o ponad 2 proc. rocznie przez kolejne 30 lat i kreować średnio nawet 400 tys. miejsc pracy rocznie w sektorze.

Polskie firmy ciepłownicze – szczególnie duże grupy, które posiadają moc cieplną rzędu setek megawatów – radzą sobie z tymi wyzwaniami. Zdecydowanie największy problem mają jednak średniej wielkości firmy ciepłownicze, poniżej 50 MW, które stanowią w Polsce prawie połowę sektora. Takie przedsiębiorstwa mają bardzo ograniczone kadry techniczne czy inżynierskie, a ich produkcja ciepła jest w większości oparta na technologii węglowej. Tam konieczne są największe zmiany, a środki finansowe z kolei są najmniejsze. Bez odpowiedniego wsparcia same nie będą w stanie sobie poradzić – podkreśla doradca zarządu ds. ciepłownictwa w Krajowej Agencji Poszanowania Energii.

Rozmawiamy z ciepłownikami o ich potrzebach inwestycyjnych i staramy się aktywnie uczestniczyć we wszystkich projektach – również w tych, które są dofinansowane przez NFOŚiGW. Staramy się dokładać taką domykającą złotówkę do tych projektów poprzez udzielenie kredytu inwestycyjnego – dodaje Joanna Smolik, dyrektor Departamentu Relacji Strategicznych oraz programu Bezpieczeństwo strategiczne w Banku Gospodarstwa Krajowego.

Jak podkreśla, jest to element szerszego wsparcia, jakie BGK oferuje branży ciepłowniczej. W związku z trudną sytuacją na rynkach surowców bank wprowadził do oferty także dwa produkty finansowe, które doraźnie poprawiają sytuację finansową ciepłowni: gwarancję płynnościową oraz kredyt obrotowy. Działania te są realizowane poprzez jeden z kluczowych programów BGK – Bezpieczeństwo strategiczne, którego celem jest m.in. transformacja sektora ciepłowniczego w kierunku niskoemisyjnym przy zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw ciepła.

Zakup surowców energetycznych na najbliższy sezon grzewczy jest w tej chwili pierwszą, najbardziej pilną potrzebą sektora – mówi Joanna Smolik. – Ciepłownicy zabezpieczają jedną z podstawowych potrzeb społeczności, czyli dostawy ciepła. Nie wyobrażamy sobie takiej sytuacji, że – na skutek zawirowań geopolitycznych – mamy w Polsce poważny kryzys z zabezpieczeniem podstawowych potrzeb bytowych lokalnych społeczności. Dlatego zdecydowaliśmy się na podjęcie tych działań krótkoterminowych, żeby wesprzeć spółki ciepłownicze w realizowaniu ich podstawowego zadania.

Gwarancja płynnościowa to rozwiązanie dla dużych i średnich przedsiębiorstw. Jest  zabezpieczeniem spłaty kredytu udzielonego przez bank komercyjny, przeznaczonego na bieżące finansowanie działalności. Przedsiębiorstwa ciepłownicze mogą sfinansować nim zakup surowców na nadchodzący sezon grzewczy. Maksymalna kwota kredytu to 250 mln zł, przy czym gwarancja BGK obejmuje do 80 proc. tej kwoty. Co istotne, gwarancje zabezpieczają kredyty bez konieczności zastawiania majątku przedsiębiorstwa i pozwalają na uzyskanie lepszych warunków kredytowania. Bank komercyjny może udzielić kredytu zabezpieczonego gwarancją na maksymalny okres 39 miesięcy.

Drugi produkt to nieodnawialny kredyt obrotowy, udzielany bezpośrednio przez BGK tym przedsiębiorcom, którzy z różnych powodów nie otrzymali kredytu w bankach komercyjnych. Tacy przedsiębiorcy mogą się do nas zgłosić i uzyskać taki kredyt w wysokości do 20 mln zł pod warunkiem pozytywnej oceny zdolności kredytowej – wyjaśnia dyrektor programu Bezpieczeństwo strategiczne w BGK.

Kredyt obrotowy BGK może być przeznaczony na finansowanie zakupu węgla kamiennego, gazu lub innych paliw, które wykorzystywane są do wytworzenia energii, albo na sfinansowanie zakupu uprawnień do emisji CO2. Data ostatecznej jego spłaty nie może nastąpić później niż 30 czerwca 2024 roku. Urząd Regulacji Energetyki już od kilku miesięcy zachęca dostawców ciepła do korzystania z tych instrumentów pomocowych BGK, które mogą poprawić ich sytuację finansową w trudnym czasie. Zainteresowanie ze strony ciepłowników jest coraz większe.

Zrobiliśmy rozeznanie wśród banków partnerskich, które dystrybuują kredyty zabezpieczone gwarancją płynnościową BGK. I okazuje się, że wniosków składanych przez ciepłowników jest sporo w procesie kredytowym. Spodziewamy się, że to zainteresowanie będzie rosło – mówi Joanna Smolik. – BGK otrzymuje już też pierwsze wnioski o sfinansowanie kredytu obrotowego. I na ten moment ciepłownie są zabezpieczone w węgiel bądź też inne surowce energetyczne na co najmniej 30 dni, ale to jest dopiero początek zimy. W kolejnych miesiącach dostawy surowców muszą być kontynuowane, dlatego spodziewamy się, że ta forma finansowania będzie atrakcyjnym rozwiązaniem dla ciepłowników. 

Debata na temat sytuacji w polskim ciepłownictwie i czekających sektor zmian w kierunku zrównoważonego rozwoju odbyła się w trakcie ogólnopolskiej konferencji BGK dla JST.

Źródło: CIRE

RUSZA BUDOWA KOTŁOWNI GAZOWEJ W PGE EC W RZESZOWIE

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.

Źródło: PGE EC

PROJEKT „BUDOWA SYSTEMU KOGENERACJI W SZLACHĘCINIE” JAKO KROK W KIERUNKU TRANSFORMACJI CIEPŁOWNICTWA

Transformacja energetyczna  jest obecnie jednym z najczęściej dyskutowanych zagadnień  dotyczących zarówno europejskiej, jak i krajowej polityki klimatyczno-energetycznej. Wyzwania związane z transformacją dotyczą także branży ciepłowniczej. Proces ten jest w głównej mierze wymuszony zaostrzającymi się standardami emisji gazów cieplarnianych (dwutlenku siarki, tlenków azotu) i pyłów z obiektów energetycznego spalania oraz rosnącym kosztem zakupu uprawnień do emisji  CO2.

Na zmiany w ciepłownictwie wpływać będą również obecne uwarunkowania geopolityczne i związana z nimi dynamiczna pod względem ceny i dostępności sytuacja na rynku surowców energetycznych.

Zapowiedź nowej legislacji unijnej („fit for 55”), jak również wspomniane realia rynku surowców energetycznych będą w najbliższych latach mocno oddziaływać na branżę ciepłowniczą i stosowane technologie wytwarzania ciepła. Projekty modernizacyjne w ciepłownictwie będą bardziej kompleksowe, a priorytetem stanie się jak największy udział ciepła z OZE.

Metrolog Sp. z o.o. jako generalny wykonawca inwestycji energetycznych, podążając za ogólnoeuropejskim trendem w tym sektorze, podejmuje się realizacji pionierskich, innowacyjnych projektów, które wpisują się w obecnie  promowaną strategię „zielonego ładu”.

Jednym z takich projektów była budowa systemu kogeneracji w Szlachęcinie, w ramach którego Metrolog Sp. z o.o. wykonała pierwszą w Polsce instalację odzyskującą ciepło ze ścieków. Innowacyjność rozwiązania zastosowanego w Szlachęcinie polega na połączeniu technologii kogeneracji gazowej i pompy ciepła z dolnym źródłem w postaci ścieków oczyszczonych w jeden spójny i centralnie sterowany układ technologiczny. Instalacja została wybudowana dla spółki Veolia Energia Poznań S.A. na terenie oczyszczalni ścieków należącej do Aquanet S.A. Instalacja istotnie odciąży ciepłownię węglową w Bolechowie ograniczając jej ślad węglowy, jak również emisję związków siarki oraz pyłów do atmosfery.

We wrześniu 2021 roku SYSTEM KOGENERACJI W SZLACHĘCINIE otrzymał nagrodę I stopnia w konkursie BUDOWA ROKU 2020. Konkurs organizowany jest od ponad 30 lat przez Polski Związek Inżynierów i Techników Budownictwa we współpracy z Ministerstwem Rozwoju i Technologii oraz Głównym Urzędem Nadzoru Technicznego i stanowi jeden z najbardziej prestiżowych przeglądów osiągnięć polskiego budownictwa. Jury konkursowe doceniło między innymi innowacyjność projektu polegającą na wybudowaniu pierwszej w Polsce instalacji kogeneracyjnej współpracującej z systemem pomp ciepła odzyskujących ciepło ze ścieków oczyszczonych oraz zastosowanie rozwiązań wspierających ideę dekarbonizacji, radykalną redukcję emisji pyłów i gazów cieplarnianych, a także dywersyfikowanie źródeł energii.

ZASTOSOWANE ROZWIĄZANIA

Dolnym źródłem ciepła dla pomp ciepła są ścieki oczyszczone o minimalnej temperaturze wynoszącej 8°C. Przepływ ścieków charakteryzuje się dużą zmiennością, wahając się od 50 m3/h do 350 m3/h, co częściowo zostało skompensowane poprzez zastosowanie nowo wybudowanego żelbetowego zbiornika o pojemności czynnej 300 m3. Obniżając temperaturę ścieków oczyszczonych o 5°C i zakładając przepływ ścieków na poziomie 188 m3/h osiągnięto moc dolnego źródła ciepła na poziomie około 1100 kWt.

Na poniższym rysunku przedstawiona została zmienność przepływu ścieków oczyszczonych w wybranym okresie.

Rys. 1  Przepływy chwilowe (minutowe) i średnie godzinowe ścieków w dniach 12-18.03.2018 r.

Proces odbioru ciepła ze ścieków oczyszczonych i przekazywania energii do sieci cieplnej odbywa się dwustopniowo. Do pierwszego stopnia, złożonego z dwóch pomp ciepła, ciepło ścieków oczyszczonych doprowadzane jest za pośrednictwem obiegu pośredniego z wykorzystaniem mieszaniny glikolu. Ze skraplaczy pomp pierwszego stopnia ciepło przekazywane jest do wody, która stanowi dolne źródło ciepła dla pompy ciepła drugiego stopnia. Drugi stopień zaaranżowano w postaci sześciu pomp ciepła o parametrach wody chłodzącej skraplacze na poziomie 55/65°C, osiągających sumaryczną moc cieplną około 1650 kWt. Skraplacze urządzeń grzewczych drugiego stopnia połączone są z siecią ciepłowniczą poprzez bufor wody grzewczej o pojemności 7,0 m3. Łączny obliczeniowy przepływ wody w obiegu wynosi 144 m3/h i jest on zmienny w zależności od temperatur dolnego (ścieków) i górnego (wody powrotnej z sieci ciepłowniczej) źródła ciepła.

COP (zależne od temperatury ścieków oczyszczonych) w punkcie projektowym dla wyżej wymienionego układu pomp ciepła wynosi 2,71, a moc elektryczna potrzebna do zasilania pomp ciepła około 605 kWe.

Energia elektryczna zasilająca pompy ciepła produkowana jest w agregacie kogeneracyjnym o mocy elektrycznej 1002 kWe i 1300 kWt mocy cieplnej, stanowiącym również drugie źródło ciepła w instalacji. Łączna moc cieplna urządzeń, które będą zainstalowane w projektowanym budynku technicznym, wynosić będzie zatem około 2950 kWt.

Ciepło wytworzone w układzie kogeneracji i pompie ciepła jest przesyłane do miejskiej sieci cieplnej w Bolechowie. Ciepło w okresie zimowym jest wykorzystywane do podgrzewania powracającej wody sieciowej z osiedla Zielone Wzgórze w Bolechowie do ciepłowni Bolechowo oraz na cele grzewcze budynku technologicznego. Ciepło w okresie letnim jest wykorzystywane do pokrycia w 100% zapotrzebowania na ciepłą wodę użytkową (c.w.u.) osiedla Zielone Wzgórza oraz c.w.u. i technologię zakładów Solaris Bus & Coach Sp. z o.o. w Bolechowie.

Energia elektryczna produkowana w układzie kogeneracji jest wykorzystywana na potrzeby własne (przede wszystkim zasilanie układu pomp ciepła), a jej nadwyżka sprzedawana jest do sieci elektroenergetycznej ENEA Operator Sp. z o.o.

Rys. 2  Schemat blokowy systemu – praca w okresie zimowym

Rys. 3  Schemat blokowy systemu – praca w okresie letnim

ZAKRES PROJEKTU

Metrolog Sp. z o.o. jako generalny wykonawca inwestycji zrealizowała poza wyżej opisaną instalacją technologiczną m.in. następujące prace:

  • dokumentację projektową wykonawczą i powykonawczą we wszystkich branżach,
  • projekt budowlany zamienny oraz uzyskanie zamiennego pozwolenia na budowę,
  • budynek technologiczny wolnostojący o wymiarach w rzucie 32 m x 12,8 m i wysokość 7,5 m, powierzchni zabudowy 409,6 m2, powierzchni użytkowej 363,6 m2, kubaturze 2428,3 m3,
  • zbiornik retencyjny na ścieki oczyszczone o pojemności użytkowej 300 m3,
  • modernizację istniejącej komory ciepłowniczej B-10 w zakresie wymiany obudowy i zabudowania układu umożliwiającego zdalną regulację kierunków przepływu i temperatury wody sieciowej z elektrociepłowni w Szlachęcinie,
  • pompownię w zbiorniku retencyjnym składającą się z 2 pomp zatapialnych oraz armatury,
  • sieć technologiczną ścieków oczyszczonych (rurociąg zasilający i powrotny) wykonaną w technologii rur HDPE DN250, łączącą zbiornik retencyjny i budynek technologiczny,
  • sieć cieplną (rurociąg zasilający i powrotny) wykonaną w technologii rur stalowych preizolowanych, łączącą budynek technologiczny i komorę ciepłowniczą B-10,
  • sieci elektroenergetyczne SN 15kV, światłowód, oświetlenie zewnętrzne,
  • układ wyprowadzenia energii elektrycznej od agregatu kogeneracyjnego do stacji transformatorowej SN 15kV ENEA,
  • system automatyki umożliwiający bezobsługową pracę układu kogeneracji we współpracy z układem pomp ciepła,
  • układ sterowania i wizualizacji SCADA ze stacjami operatorskimi w Szlachęcinie i Bolechowie umożliwiającymi zdalną obsługę obiektu.

WNIOSKI

Połączenie kogeneracji i pompy ciepła odzyskującej ciepło ze ścieków jest krokiem w kierunku realizacji idei zielonego ładu i neutralności klimatycznej. Jest to nie tylko powiązanie technologii, ale również połączenie i współpraca branż wodno-kanalizacyjnej i ciepłowniczej. Poza wdrażanymi ideami dekarbonizacji i odzysku ciepła odpadowego inwestycja zapewnia inwestorowi przede wszystkim wymierne korzyści ekonomiczne i ekologiczne. Nie bez znaczenia pozostaje fakt, że układ pozwala na maksymalizację produkcji ciepła przy jak najmniejszym zużyciu gazu ziemnego.

Spodziewane efekty zrealizowanej inwestycji to łączna roczna produkcja ciepła na poziomie 67 tys. GJ, z czego 38 tys. GJ pochodzi z pompy ciepła i 29 tys. GJ z układu kogeneracji zasilanego gazem ziemnym, oraz produkcja 7,7 tys. MWh energii elektrycznej rocznie. Ponadto roczna redukcja emisji CO2 w Ciepłowni w Bolechowie wyniesie około 2 tys. ton.

Biorąc pod uwagę regulacje i trendy w branży ciepłowniczej, jak również trudną sytuację na rynku paliw dla ciepłownictwa, jest wielce prawdopodobne, że ta pierwsza tego typu instalacja w Polsce wykonana przez Metrolog Sp. z o.o. ma szansę stać się projektem replikowalnym, powielanym w wielu lokalizacjach.

ENERGETYZUJĄCE LATO CIEPŁOWNIKÓW

Lato w pełni, jednak w energetyce tegoroczne lato jest nieco inne niż poprzednie. 

W tym roku logistycy pracujący na rzecz ciepłownictwa mają wyjątkowo pracowite wakacje. Wszystko za sprawą kryzysu na rynku paliw energetycznych, z którym już od jakiegoś czasu borykają się wszyscy konsumenci energii. 

– W skali całej Grupy Kapitałowej ECO zużywamy rocznie ok. 270 000 ton węgla. Paliwa są już zakontraktowane i częściowo zeskładowane na placach – mówi Mirosław Romanowicz członek zarządu ECO ds. operacyjnych – Podstawowym dostawcą węgla dla GK ECO jest Polska Grupa Górnicza SA, a głównym dostawcą zagranicznego węgla jest firma PGE Paliwa. 

Problemem dotyczącym całej branży jest nie tylko ograniczona podaż węgla, ale również wysokie ceny. 

– Działania naszej spółki celowej ECO Logistyka, która zaopatruje w paliwa wszystkie spółki ciepłownicze GK ECO koncentrują się dziś na tym, aby zapewnić odpowiednie stany magazynowe węgla w ciepłowniach GK ECO w akceptowalnej cenie – dodaje Mirosław Romanowicz – dziś na składach opału mamy już znacznie więcej węgla niż wymagany przepisami zapas. 

Wysokie koszty prowadzenia działalności ciepłowniczej sprawiają, że zmieniły się również ceny ciepła. Wynikają one z obowiązujących w Grupie Kapitałowej ECO taryf dla ciepła zatwierdzonych przez Urząd Regulacji Energetyki. 

– Zmiany cen dla odbiorców, jakie miały miejsce w całej branży ciepłowniczej były próbą urealnienia stawek za ciepło w stosunku do dynamicznie rosnących kosztów związanych ze wzrostem cen zarówno opału, jak też uprawnień do emisji CO2 – mówi Paweł Krawczyk członek zarządu ECO ds. ekonomicznych. 

– Do kolejnej zimy szykujemy się z wielkim zaangażowaniem na każdym polu. Z jednej strony chcemy zapewnić naszym odbiorcom bezawaryjne działanie systemów ciepłowniczych i ekologiczne ciepło najwyższej jakości. Z drugiej już teraz gromadzimy zapasy węgla, aby niedobory na rynku paliw nie były odczuwalne dla użytkowników ciepła systemowego dostarczanego przez GK ECO – mówi Paweł Krawczyk – w kryzysie nie obniżamy standardów, ale zwiększamy wysiłki. Konsumentów naszego ciepła zachęcamy natomiast do jego oszczędzania, bo dziś taka postawa jest ważna już nie tyko dla klimatu, ale również dla budżetu wielu gospodarstw domowych. Mniejsze zużycie surowców ma też strategiczne znaczenie dla przedsiębiorstw ciepłowniczych, które dokładają wszelkich starań, aby węgla do produkcji ciepła nie zabrakło. 

Spółki ciepłownicze od lat zachęcają swoich konsumentów do oszczędzania energii na wspólnym froncie walki o lepszy klimat. Dziś znajomość zasad oszczędzania ciepła może okazać się wyjątkowo cenna. Po wskazówki warto sięgnąć na stronę www.20stopni.pl.

JAK ENERGIA JĄDROWA MOŻE ZASILIĆ SYSTEMY CIEPŁOWNICZE

W obliczu gwałtownie rosnących cen energii i ponownej potrzeby zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego profesor Radek Skoda z Czeskiego Uniwersytetu Technicznego przedstawia argumenty przemawiające za innowacyjnym systemem ciepłowniczym zasilanym energią jądrową.

Prawie każde większe miasto w Europie Środkowej i Wschodniej posiada system elektrociepłowni zasilanych węglem lub gazem ziemnym. Jednak w związku z rosnącymi cenami gazu ziemnego i stopniowym odchodzeniem Unii Europejskiej od węgla jako źródła energii, miasta te chętnie szukają alternatyw.

O ile przejście z węgla na gaz ziemny jest technologicznie możliwe, o tyle obecnie ciepło będzie w efekcie znacznie droższe. Niezależnie od wojny na Ukrainie, eksploatacja gazu ziemnego emituje również gazy cieplarniane, co czyni go jedynie rozwiązaniem krótkoterminowym, zwłaszcza przy nowej taksacji Unii Europejskiej.

Od początku 2022 roku UE zaczęła, w ślad za “Fit for 55”, odchodzić od spalania węgla, a wiele miast uzależnionych od ogrzewania miejskiego było zainteresowanych przejściem na gaz ziemny. Teraz, w związku z konfliktem na Ukrainie, z cenami gazu ziemnego osiągającymi nowe rekordy, żadne paliwo kopalne nie wydaje się być akceptowalną opcją na zimowy sezon grzewczy 2022 roku. Wiele miast, jak Praga czy Brno, już zaczęło podnosić ceny ciepła dla swoich klientów o dziesiątki procent, a nie jest to nawet początek sezonu grzewczego.

Zespół czeskich naukowców z Uniwersytetu Zachodnioczeskiego (UWB) w Pilźnie i Czeskiego Uniwersytetu Technicznego (CTU) w Pradze wymyślił nowatorskie rozwiązanie ogrzewania miast z wykorzystaniem napromieniowanych zespołów paliwa jądrowego, które prawdopodobnie będzie bardziej opłacalnym i z pewnością ekologicznym wyborem w porównaniu z paliwami kopalnymi.

Teplator jest niezawodnym rozwiązaniem ciepłowniczym, które może zapewnić bezemisyjne, konkurencyjne cenowo ciepło, jednocześnie wykorzystując już istniejące sieci ciepłownicze dla wielu miast. Zespół czeskich naukowców opracował nieskomplikowane, innowacyjne rozwiązanie Teplator: prosty niskotemperaturowy, niskociśnieniowy reaktor jądrowy o niewielkiej mocy, przeznaczony wyłącznie do celów grzewczych, w którym można spalać nisko wzbogacone świeże paliwo jądrowe lub wykorzystać już napromieniowane zespoły paliwa jądrowego z istniejących elektrowni jądrowych.

Takie napromieniowane paliwo, wciąż zawierające wiele niewykorzystanej energii, nie może być wykorzystane w obecnych reaktorach i czasami nazywa się je “zużytym”, mimo że rzadko kiedy osiągało ono swoje limity projektowe i wypalenia. Teplator może poddać recyklingowi i ponownie wykorzystać te już napromieniowane zespoły paliwowe, których jest mnóstwo w krajach, w których obecnie działają elektrownie jądrowe i które nie muszą być importowane z żadnego regionu objętego konfliktem. Zespół Teplatora, rozmawiający obecnie z prywatnymi inwestorami, złożył patenty na koncepcję i projekt tego, co według niego jest bardzo opłacalną alternatywą dla elektrowni zasilanych węglem i gazem. Skupiając się przede wszystkim na ekonomii, jeszcze przed kryzysem ukraińskim koszt ciepła z niego był ułamkiem kosztu ciepła z gazu ziemnego.

Teplator zapewnia nie tylko dobrą ekonomię. Dla wielu rządów projekt oparty na już zakupionym paliwie jest szczególnie godny uwagi, ponieważ gwarantuje bezpieczeństwo energetyczne, przy niewielkim uzależnieniu od zagranicznych dostawców paliwa jądrowego. Obecna sytuacja zwłaszcza na rynku paliwa jądrowego VVER-440, gdzie kilka krajów europejskich stara się zastąpić rosyjskich dostawców paliwa, pokazuje jak bezpieczeństwo dostaw paliwa stało się kluczowym interesem narodowym.

Patrząc przez pryzmat popularnej koncepcji “Przemysłu 4.0”, czyli gospodarki cyrkularnej, Teplator jest jednym z niewielu przykładów w sektorze energetycznym, pozwalającym elektrowniom na wytwarzanie ciepła z zespołów paliwowych, które w przeciwnym razie musiałyby być przechowywane i chłodzone przy dużych kosztach przez wiele lat.

Pod względem paliwowym kraje eksploatujące elektrownie jądrowe mają już gotowe dziesiątki tysięcy napromieniowanych zestawów, a Teplator wymaga jedynie 55 zestawów paliwowych rocznie przy pracy na poziomie 150 MW. Na przykład z dostępnych już dziś w Czechach rezerw zużytego paliwa z czterech działających reaktorów jądrowych na terenie elektrowni atomowej Dukovany można by ogrzać wszystkie czeskie duże miasta powyżej 100 000 mieszkańców. Jest ona podobna do “mini” jądrowych reaktorów badawczych działających już w dużych miastach europejskich, takich jak Wiedeń, Praga czy Monachium. Typ paliwa jądrowego, dla którego zoptymalizowano Teplator, to sprawdzony projekt zespołu VVER-440, a CTU opracował studia przypadków dla największych czeskich miast, w tym Pragi, Brna i Ostrawy, gdzie Teplator może być zbudowany poza miastem i podłączony do już istniejącej sieci ciepłowniczej.

Konstrukcja oparta jest na rosyjskim sześciokątnym paliwie VVER-440. Możliwa jest jednak modyfikacja projektu w celu wykorzystania zespołów paliwowych z lekkich flot reaktorów wodnych wrzących (BWR) lub ciśnieniowych (PWR). Ponieważ jest on zaprojektowany jako jądrowy system ogrzewania wody, a nie jako elektrownia, ogólny projekt systemu jest znacznie bardziej elastyczny i prosty w porównaniu z elektrowniami jądrowymi. Dlatego też ta prostota konstrukcji stwarza możliwość zaadoptowania podstawowego projektu Teplatora do pracy z innymi konstrukcjami i geometriami wypalonego paliwa.

Profesor Aghara, dyrektor programu inżynierii jądrowej i dziekan ds. badań na Uniwersytecie Massachusetts Lowell powiedział, że zmodyfikowana konstrukcja Teplatora może być również doskonałą opcją dla systemów centralnego ogrzewania stosowanych w regionie Nowej Anglii w USA. Czeski zespół współpracuje z UMass Lowell w celu zbadania możliwości wykorzystania zespołów paliwowych BWR, na przykład z niedawno zlikwidowanej elektrowni Pilgrim BWR w Plymouth.

Najprostsza wersja Teplatora została zaprojektowana do pracy przy normalnym ciśnieniu atmosferycznym i temperaturze poniżej 100°C, co wymaga w większości standardowych rozwiązań technicznych i materiałów. Większość sieci ciepłowniczych wymaga większych temperatur, a Teplator może zapewnić temperaturę do 200°C i moc 150 MW. Reaktor jest chłodzony i moderowany ciężką wodą, dzięki czemu układ przypomina sprawdzoną technologię CANDU. Dla celów ciepła technologicznego istnieją nawet wczesne badania nad wariantem Teplatora o temperaturze wylotowej do 425°C; wymaga on jednak innego chłodziwa i dodatkowych testów paliwowych.

Jak wykazują recenzowane badania, oczekuje się, że pojedynczy reaktor cieplny Teplator będzie od 42% do 55% bardziej ekonomiczny niż podgrzewacz gazu ziemnego, w zależności od ceny paliwa i ceny węgla, a taka jednostka – na przykład z rezerwą gazu ziemnego – mogłaby zmniejszyć emisję dwutlenku węgla o około 90%. Skuteczne wdrożenie będzie zależało od wypracowania modelu regulacyjnego, który uwzględni wielkość jednostki i jej cechy pasywne oraz będzie miał przewidywalny wynik, aby ograniczyć ryzyko dla działalności w zakładzie przyjmującym.

W czeskich badaniach stwierdzono, że Teplator stanowi “realną alternatywę” dla węgla lub gazu ziemnego, z niewielką zależnością od jakiegokolwiek dostawcy paliwa. Obniżony koszt ogrzewania zapewnianego przez reaktor może również zapewnić możliwości dodatkowego wzrostu gospodarczego. Wreszcie, upcykling napromieniowanych zespołów zużytego paliwa stanowi ekonomiczną alternatywę dla recyklingu paliwa jądrowego lub powszechnego otwartego cyklu paliwowego.

Źródło: orld-nuclear-news.org

CIEPŁO Z ODLEWNI VOLKSWAGEN POZNAŃ OGRZEJE TYSIĄCE MIESZKAŃ

W zlokalizowanej w poznańskiej dzielnicy Wilda Odlewni Volkswagen Poznań uruchomiono innowacyjne rozwiązanie znacząco wpływające na ochronę środowiska, zmniejszenie emisji CO2 i docelowo pozwalające odzyskać blisko 16 tysięcy Megawatogodzin energii cieplnej rocznie. To inwestycja Volkswagen Poznań zrealizowana we współpracy z Veolia Energia Poznań, polegająca na rekuperacji ciepła powstającego podczas wytopu aluminium.

Już od 2017 roku odlewnia Volkswagen Poznań odzyskuje ciepło powstające przy pracy sprężarek i przekazuje je do miejskiej sieci ciepłowniczej. Teraz te dobre doświadczenia Volkswagen Poznań zamierza wykorzystać na jeszcze większą skalę, odzyskując ciepło z wytapialni aluminium.

I etap projektu odzysku ciepła przynosi już miastu i fabryce konkretne efekty. Dziś przyszedł czas, by pójść znacznie dalej. Z satysfakcją mogę powiedzieć, że dzięki kolejnym inwestycjom w zrównoważonej gospodarce zasobami staje się ona wzorem i inspiracją dla całej branży – mówi Dietmar Mnich, prezes zarządu Volkswagen Poznań. – To prośrodowiskowe rozwiązanie wywiera pozytywny wpływ nie tylko na nasz zakład. Realizując założenia naszej strategii środowiskowej pomagamy zmniejszyć emisje dwutlenku węgla w Poznaniu, zredukować występowanie wysp ciepła i skierować blisko 16 tysięcy Megawatogodzin energii cieplnej rocznie do ogrzewania domów, hal i obiektów handlowych znajdujących się w jej sąsiedztwie. To doskonały przykład korzyści jakie może nowoczesne miasto czerpać z przemysłu 4.0 zlokalizowanego w jego granicach.

Aluminium, z którego wytwarzane są komponenty do produkcji aut, topione jest w piecach gazowych. Podczas procesu wytapiania powstają znaczne ilości ciepła, które nie było wcześniej wykorzystywane i trafiało bezpośrednio do atmosfery. Ciepło to jest kierowane do wymiennika, gdzie ogrzewa wodę. Przez kolejny wymiennik jest przekazywane do instalacji ciepłowniczej firmy Veolia Energia Poznań. Montaż instalacji do odzysku ciepła z pieców odlewniczych rozpoczął się w Odlewni Volkswagen Poznań na przełomie III i IV kw. 2021 r. W tej chwili instalacja pracuje na jednym z pieców. Jeszcze w czerwcu 2022 r. ruszy na drugim, a na kolejnych dwóch do końca tego roku. W sumie, ciepło odzyskiwane będzie z czterech pieców odlewniczych.

Oblicza się, że Veolia przejmie i wprowadzi do sieci ciepłowniczej energię cieplną o wartości energetycznej 56 000 gigadżuli (GJ). Inwestycja ta pozwoli na ogrzanie 4500 mieszkań w 45 budynkach wielorodzinnych znajdujących się na poznańskim Górczynie i zlokalizowanych m.in. przy ul. Głogowskiej, Góreckiej, Kolejowej, Krauthoffera, a także centrum handlowego oraz zakładu gospodarki odpadami. Dzięki tej inwestycji poznańska elektrociepłownia Karolin, dotychczas dostarczająca tam energię cieplną, wyemituje rocznie o 2 440 ton CO2 mniej i zużyje ok. 3 200 ton węgla rocznie mniej.

– To kolejne innowacyjne działanie, prowadzące do odzysku ciepła, dzięki któremu poprawiamy komfort życia mieszkańców stolicy Wielkopolski – mówi Jacek Jaśkowiak, prezydent miasta. – Cieszę się, że dzięki współpracy z Volkswagen Poznań możemy razem zadbać o środowisko i bezpieczeństwo energetyczne. Każde zmniejszenie emisji dwutlenku węgla do atmosfery to korzyść dla jakości powietrza. To przekłada się na zdrowie i lepsze samopoczucie poznanianek i poznaniaków.

Obchodząca w tym roku 25. rocznicę powstania Odlewnia Volkswagen Poznań jest dziś jedną z największych w koncernie i jedną z największych w Europie. W Odlewni Volkswagen Poznań powstają m.in. obudowy skrzyni biegów, obudowa sprzęgła, głowice cylindrowe, konstrukcje nośne i wsporniki przedniej osi zawieszenia a także inne części konstrukcji.

Odlewnia Volkswagen Poznań po ćwierć wieku istnienia jest dzisiaj symbolem nowoczesności i zrównoważonego rozwoju. Na liniach produkcyjnych naszego zakładu powstają komponenty do najnowszych, w pełni elektrycznych samochodów koncernu Volkswagen ID.3, ID.4, ID.5 czy Audi Q5 i Q6 e-ron, czy Porsche eMacan Turbo. Największą dumą naszego zakładu jest jednak wysoko wykwalifikowana i zaangażowana kadra. Nasi pracownicy nie tylko znają potrzeby przedsiębiorstwa, ale także wyznaczają nowe trendy w wykorzystaniu zasobów i kreowaniu odpowiedzi na wyzwania klimatyczne w duchu circular economy – mówi dyrektor odlewni dr Thomas Kreuzinger-Janik.

Cieszymy się, że udało nam się uruchomić II etap tego projektu, który jest doskonałym przykładem udanej i korzystnej dla mieszkańców oraz środowiska współpracy międzysektorowej. Realizując go Veolia po raz kolejny w praktyce wypełnia swoją misję czyli “Odnawianie zasobów świata”. W dzisiejszych czasach nie możemy sobie pozwolić na ich marnowanie, a odzysk ciepła z przemysłu i skierowanie go bezpośrednio do odbiorców ciepła systemowego w mieście to rozwiązanie wciąż zbyt rzadko wykorzystywane w naszym kraju. W Veolii wiemy, że tkwi w tym procesie ogromny potencjał i dlatego współpraca z Volkswagen Poznań jest dla nas istotnym krokiem na drodze do dekarbonizacji – dodaje Jan Pic, wiceprezes zarządu, dyrektor generalny, Veolia Energia Poznań SA.

Volkswagen Poznań, od dwunastu już lat, w ramach strategii środowiskowej wdraża projekty, których celem jest zmniejszenie oddziaływania na środowisko zakładów produkcyjnych w Poznaniu, Swarzędzu i Wrześni.

Celem głównym wszystkich działań jest osiągnięcie neutralności klimatycznej do 2050 roku. W ramach działań na rzecz ochrony środowiska i równowagi środowiskowej, firma przystąpiła też do Agendy na Rzecz Zrównoważonego Rozwoju ONZ.

Źródło: UM Poznań

W LIDZBARKU WARMIŃSKIM POWSTANIE CIEPŁOWNIA PRZYSZŁOŚCI

Pod koniec 2023 roku 90 proc. energii w systemie ciepłowniczym na osiedlu Astronomów w Lidzbarku Warmińskim będzie pochodzić z odnawialnych źródeł energii. W ramach jednego z 9 przedsięwzięć NCBR realizowanych ze wsparciem Funduszy Europejskich z Programu Inteligentny Rozwój powstanie tam Ciepłownia Przyszłości! 31 maja uroczyście wmurowano kamień węgielny pod tę inwestycję.

Nowa ciepłownia, zwana Demonstratorem Technologii, będzie ogrzewała i dostarczała ciepłą wodę użytkową do większości budynków na Osiedlu Astronomów. Całkowita powierzchnia użytkowa wszystkich lokali mieszkalnych wynosi tam ponad 28 tys. m2. System ciepłowniczy będzie zasilany energią pochodzącą w ponad 90 proc. ze źródeł odnawialnych.

Projekt w Lidzbarku Warmińskim na terenie Veolii realizuje Euros Energy, autorzy najwyżej ocenionej koncepcji przedstawionej w przedsięwzięciu NCBR „Ciepłownia Przyszłości, czyli system ciepłowniczy z OZE”.

–  Sercem Ciepłowni Przyszłości są nasze polskie pompy ciepła – sprawdzone i znane od lat urządzenia grzewcze. W opracowanej technologii Ciepłowni Przyszłości wydajne, rewersyjne pompy ciepła zintegrowano z trzema dolnymi źródłami: z powietrznymi wymiennikami ciepła, z niskotemperaturowym magazynem gruntowym oraz z wysokotemperaturowym magazynem wodnym. System zasilany jest energią elektryczną produkowaną bezpośrednio na miejscu z hybrydowych kolektorów słonecznych PVT oraz z pobliskiej instalacji fotowoltaicznej. W zimowe noce system wspierany jest energią elektryczną dostarczaną z Krajowej Sieci Elektroenergetycznej, w tym zakupioną z gwarancją pochodzenia z odnawialnych źródeł energii w ramach kontraktów typu Power Purchase Agreement (w skrócie PPA) – wyjaśnia dr inż. Tomasz Walczak, CTO Euros Energy.

– W przedsięwzięciu „Ciepłownia Przyszłości, czyli system ciepłowniczy z OZE” poprzeczka została ustawiona naprawdę wysoko. W konkursie uzyskaliśmy udział energii ze źródeł odnawialnych na poziomie powyżej 90 proc. Teraz mogę już powiedzieć, że taki projekt nie tylko został rozpisany, ale praca nad nim właśnie się rozpoczęła. Jestem pewny, że od dzisiaj można stwierdzić, że w polskim ciepłownictwie możemy osiągać cele, które wyznacza strategia Europejskiego Zielonego Ładu – mówi Wojciech Racięcki, dyrektor działu Rozwoju Innowacyjnych Metod Zarządzania Programami, Narodowe Centrum Badań i Rozwoju.

„Ciepłownia Przyszłości, czyli system ciepłowniczy z OZE” jest jedną z 9 inicjatyw NCBR wspierających realizację założeń Europejskiego Zielonego Ładu. W ramach tej transformacji, dzięki środkom  z Funduszy Europejskich w ramach Programu Inteligentny Rozwój, opracowane zostaną również: elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym, budynki efektywnie 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, to szansa dla Polski na czystsze środowisko, zdrowsze społeczeństwo i nowoczesną, konkurencyjną gospodarkę.

Źródło: NCBR

LUKA W ZAOPATRZENIU W WĘGIEL

„Blisko sto firm z naszej Izby przekazało nam informację, że po zakazie importu węgla z Rosji powstanie u nich luka w zaopatrzeniu w węgiel i będą musiały zastąpić rosyjski węgiel innym; problem jest naprawdę poważny” – ostrzega Bogusław Regulski, wiceprezes zarządu Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie (IGCP) – możemy przeczytać na portalu WNP.PL. 

„Według szacunków opartych o dane ankietowe członków IGCP, małe i średnie ciepłownie w 2020 roku zużyły około 1,6-1,8 mln ton węgla importowanego, głównie z Rosji” – zaznacza wiceprezes Regulski. Natomiast zgodnie z publikacją URE „Energetyka cieplna w liczbach”, w 2020 roku dla potrzeb wytwarzania ciepła w „pozostałych firmach ciepłowniczych niebędących elektrociepłowniami”, czyli w małych i średnich ciepłowniach, zużyto łącznie około 3,4 mln ton węgla. Po tym jak władze zakazały importu do Polski węgla z Rosji i Białorusi, na rynku polskich małych i średnich ciepłowni powstaje więc luka wynosząca prawie 1,5 mln, a może nawet 2 mln ton. 

„Ciepłownie potrzebują pomocy państwa w organizacji dostaw węgla z alternatywnych kierunków. Inaczej ciepłownictwu może zabraknąć węgla” – ostrzega wiceprezes Regulski. „Zakładając optymistycznie, że nie będzie fizycznego kłopotu z dostawami węgla, to wysokie ceny węgla z importu przełożą się na bardzo duży wzrost kosztów produkcji i na ceny sprzedaży ciepła” – dodaje.

Zapraszamy do zapoznania się z całością publikacji WNP.

Źródło: WNP.PL

ROZMOWY O RYNKU CIEPŁA W TORUNIU

PGE Toruń, należąca do PGE Energia Ciepła z Grupy PGE spotkała się z największymi klientami ciepła sieciowego – przedstawicielami Gminy Miasta Toruń, toruńskimi spółdzielniami mieszkaniowymi, wspólnotami, administratorami, zarządcami oraz deweloperami. Podczas seminarium „Rynek ciepła w Toruniu” rozmawiano o bezpieczeństwie energetycznym w Toruniu, rynku paliw i ich wpływie na ceny ciepła i efektywnym zarządzaniu ciepłem oraz energią w budynkach wielorodzinnych.

Seminarium „Rynek ciepła w Toruniu” zostało zorganizowane przez PGE Toruń po raz szesnasty. Toruńska spółka, po okresie pandemii, wróciła do wieloletniej tradycji spotkań z klientami, na których podejmowane są ważne tematy dla odbiorców, a związane z dostawą ciepła do budynków mieszkalnych, usługowych i przemysłowych w Toruniu.

– Cieszę się, że po trzech latach przerwy wróciliśmy do naszych spotkań z klientami. Jest to bardzo ważne, że możemy wspólnie omawiać najważniejsze aspekty funkcjonowania systemu ciepłowniczego, ale też zamierzenia na najbliższe lata. Na majowym spotkaniu szczególnie podkreślaliśmy bezpieczeństwo energetyczne dla systemu ciepłowniczego Torunia. Nasza elektrociepłownia produkuje i dostarcza energię elektryczną i ciepło dla torunian przy zachowaniu najwyższej dyspozycyjności i pewności dostaw, co przy obecnej sytuacji geopolitycznej nabiera szczególnego znaczenia – mówi Robert Kowalski, prezes zarządu PGE Toruń.

Podczas tegorocznego XVI Seminarium „Rynek ciepła w Toruniu”, w których uczestniczyło ponad 70 klientów toruńskiej spółki – przedstawicieli spółdzielni mieszkaniowych, wspólnot, zarządców, deweloperów, a także Urzędu Miasta i Urzędu Marszałkowskiego. Podejmowano zagadnienia dotyczące efektywności energetycznej toruńskiego systemu ciepłowniczego, wsparcia, jakie właściciele budynków mogą uzyskać na poprawę efektywności w ich budynkach, tematy związane z bezpieczeństwem energetycznym i rynkiem paliw, tak istotnym w tym okresie, regulacjami w ciepłownictwie i zarządzaniem energią.

– Podczas Seminarium PGE Toruń wymieniliśmy się doświadczeniami i praktykami w zarządzaniu ciepłem z innymi administratorami – spółdzielniami mieszkaniowymi. Dowiedzieliśmy się również o najważniejszych planach związanych z rynkiem ciepła – zarówno modernizacjach na terenie naszych osiedli, jak i cenach ciepła. Pomaga nam to wcześniej przygotować się do tych zmian, aby nasi mieszkańcy mieli zawsze najwyższy komfort użytkowania swoich lokali – mówi Marek Żółtowski, prezes zarządu Spółdzielni Mieszkaniowej „Kopernik”.

Źródło: PGE EC

VEOLIA: WARSZAWA MOŻE BYĆ ZIELONĄ STOLICĄ EUROPY

Warszawa może być zieloną stolicą Europy dzięki największej sieci ciepłowniczej na kontynencie. Opowiada o tym Paweł Orlof, prezes Veolia Energia Warszawa. – Przyszłość należy do systemów hybrydowych, w którym gaz będzie wspomagał odnawialne źródła energii, będzie uzupełniony panelami PV współpracującymi z powietrznymi pompami ciepła i dziennymi oraz sezonowymi akumulatora ciepła – ocenił.

Warszawska sieć ciepłownicza należy do największych i najnowocześniejszych na świecie. Dzięki realizowanym inwestycjom modernizowana jest nie tylko jej infrastruktura, ale finansowane są także projekty rozwojowe dzięki którym będzie ona jedną z pierwszych sieci mogących pracować w oparciu o niższą temperaturę wody w sieci. Dzięki temu sieć ciepłownicza przyczyni się jeszcze mocniej do budowy Warszawy jako zielonej stolicy w Europie.

Od lat trwa globalna dyskusja wokół pytania: „Jak produkować energię elektryczną i cieplną.”? Dyskusja, która w dobie drogich surowców i wysokich kosztów uprawnień do emisji CO2 koncentruje się na tym, jak wyjść z systemu handlu emisjami CO2. A w obliczu skutków politycznych i gospodarczych wojny w Ukrainie, toczy się wokół pewnych źródeł dostaw węgla i gazu oraz ich cen. Tymczasem za mało się dyskutuje o niewykorzystanej szansie jaką daje rozwój systemów ciepłowniczych i kogeneracji, który przyniósłby nie tylko korzyści środowiskowe w postaci zmniejszonej ilości emisji szkodliwych substancji do powietrza, ale przede wszystkim poprawia efektywność energetyczną i bezpieczeństwo energetyczne, dzięki podniesieniu sprawności produkcji energii. Pozwala jednocześnie obniżyć zużycie drogich węglowodorów, zmniejszyć koszty zmienne produkcji energii jakim są nie tylko koszty zakupu paliwa lecz również koszty zakupu praw do emisji CO2. Konieczne są jednak znaczące nakłady inwestycyjne.

Warto zaznaczyć, że Polska ma jeden z najbardziej rozbudowanych systemów ciepłowniczych w Unii Europejskiej, z którego korzysta około 40 procent ludności naszego kraju. Biorąc pod uwagę specyfikę i potencjał ciepła systemowego może on stanowić cenny zasób w walce o osiągnięcie neutralności klimatycznej oraz niezależności energetycznej. Nie będzie to jednak możliwe bez modernizacji i inwestycji w nowe technologie wytwarzania, czy systemy zarządzania informatycznego.

Obecnie ponad 80% koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych nie spełnia kryterium przedsiębiorstwa efektywnego energetycznie i wielu z nich, zwłaszcza w małych miastach grozi upadłość. Inaczej ma się sytuacja z dużymi sieciami, które dzięki inwestycjom w modernizację i rozwój są dzisiaj najlepszym przykładem możliwości nowoczesnego ciepłownictwa, obejmującego nie tylko przesył ciepła, ale również poprawę efektywności energetycznej budynków przyłączonych do sieci, zarządzanie energią i wirtualne sterowanie rozproszonymi źródłami energii.

Przykładem takiej sieci jest warszawska sieć ciepłownicza, zarządzana od dekady przez Veolię Energia Warszawa S.A. Jest ona nie tylko jedną z największych, ale przede wszystkim jedną z najnowocześniejszych sieci na świecie. Kiedy miasto Warszawa zdecydowało się sprzedać prywatnej firmie swoją sieć ciepłowniczą w 2011 roku, jednym z warunków było zobowiązanie do miliarda złotych inwestycji do 2018 roku. Na przestrzeni ostatnich 10 lat Veolia Energia Warszawa S.A. zainwestowała w rozwój i modernizację warszawskiej sieci ciepłowniczej łącznie ponad 1,3 mld zł, czyli o 42 mln zł więcej niż wskazano w umowie. Dzięki wdrażanym nowoczesnym rozwiązaniom i stałej modernizacji, spółka może się dziś pochwalić rekordowym ograniczeniem strat ciepła na przesyle, które jest jednym z istotniejszych wyzwań dla każdego dystrybutora ciepła systemowego. Osiągnięty w 2021 roku wynik, który wyniósł 10,09% był najlepszy w historii warszawskiej sieci ciepłowniczej, a także jednym z najlepszych w Polsce w zestawieniu z innymi dużymi systemami. Średnie straty ciepła w polskich sieciach ciepłowniczych to poziom 12-14%.

Rosnące ceny energii elektrycznej spowodowały, że priorytetem staje się efektywność energetyczna, co widać we wzmożonym zainteresowaniu szukania sposobów na oszczędności. Budynki w Polsce mają olbrzymi potencjał w zakresie poprawy efektywności energetycznej. Już samo obniżenie średniej temperatury w mieszkaniu o 1°C wpływa na zmniejszenie wysokości rachunków za ciepło o około 5 – 8 proc. Według danych Międzynarodowej Agencji Energetycznej (IEA), obniżenie temperatury w budynkach o zaledwie 1 stopień mogłoby zmniejszyć zapotrzebowanie na gaz w UE o około 10 miliardów metrów sześciennych rocznie. Według wyliczeń autorów analizy „Przedsiębiorstwo ciepłownicze przyszłości” opracowanej przez Forum Energii: roczny koszt zakupu uprawnień do emisji CO2 od roku 2030 spadnie o 1 mld zł dzięki przekształceniu wszystkich krajowych nieefektywnych systemów ciepłowniczych w systemy niskotemperaturowe zasilane pompami ciepła.

W Polsce większość systemów ciepłowniczych budowana była pod zasilanie czynnikiem o temperaturze 150 stopni C., którą przy zmianie technologii na preizolowaną obniżono do ok. 120 stopni C. Przyszłością są jednak niskotemperaturowe sieci ciepłownicze (NSC) zasilające w ciepło (i chłód) budynki niskoenergetyczne przy obniżonej temperaturze ciepła wyjściowego poniżej 70 stopni Celsjusza. Obecna średnia w Warszawie to 80 stopni Celsjusza dla średniej temperatury (2OC) oraz 85 stopni Celsjusza dla średniej minimalnej temperatury (-1,3OC) w sezonie grzewczym. Sieć, która nie potrzebuje zbyt wysokiej temperatury, nie potrzebuje też dużo mocy. Zmniejsza tym samym zapotrzebowanie na spalanie drogich węglowodorów takich jak gaz i węgiel i nie generuje tym konieczności zakupu praw do emisji CO2.  Większa może być rola w wytwarzaniu ciepła takich źródeł jak ciepło ze spalarni odpadów, niskotemperaturowe ciepło za zakładów produkcyjnych, systemów klimatycznych budynków serwerowni, czy ciepło pozyskiwane ze ścieków, albo niewielkie źródło odnawialne, zlokalizowane na przykład na dachu budynku współpracujące z pompami powietrza.

Olbrzymią rolę odgrywa digitalizacja systemu, który w inteligentny sposób może automatycznie zarządzać wykorzystaniem energii. Tu ponownie jako przykład może posłużyć warszawska sieć ciepłownicza, która stosuje system efektywnego zarządzania energią cieplną BES Hubgrade (Building Energy Services Hubgrade). To pierwsze w Polsce Centrum Zarządzania Energią, które Veolia uruchomiła w Warszawie pod koniec 2019 roku.  W oparciu o niezliczone parametry BES Hubgrade umożliwia inteligentny monitoring danego budynku pod względem efektywności zużywanej energii. Zbierając i analizując historyczne i bieżące dane można zapewnić komfort cieplny bez względu na pogodę, ograniczyć zużycie energii i zmniejszyć jej koszty. Aktualnie dzięki BES Hubgrade możliwe jest osiągnięcie nawet ponad 20 procent. oszczędności. – Jesteśmy chyba najbardziej zdygitalizowaną siecią ciepłowniczą w Europie. Lepiej są zdygitalizowane chyba tylko sieci wodne – mówi Paweł Orlof, prezes Veolia Energia Warszawa.

– Ciepłownictwo systemowe może przynieść znaczne korzyści środowiskowe, musi jednak przekształcić się w system małych, rozproszonych źródeł zdolnych do pracy w różnych lokalizacjach dzięki kogeneracji. Przyszłość należy do systemów hybrydowych, w którym gaz będzie wspomagał odnawialne źródła energii, będzie uzupełniony panelami PV współpracującymi z powietrznymi pompami ciepła i dziennymi oraz sezonowymi akumulatora ciepła – dodaje Orlof. – Węzły cieplne otrzymujące wysoką temperaturę mogą zostać uzupełnione o pompę ciepła dostosowaną do niskiej temperatury. Węzły podłączone do sieci wysokotemperaturowej wzbogacone o takie instalacje dają 30-35 procent zapotrzebowania na energię cieplną. Na dachu takiego budynku mogą powstać panele fotowoltaiczne i kolektory. Dodatkową zaletą takich małych źródeł jest niewrażliwość na zmiany cen uprawnień do emisji CO2 ponieważ prawo energetyczne traktuje je preferencyjnie.

W przyszłości powstaną także instalacje w trigeneracji. Przykładem takiej inwestycji Veolia Energia Warszawa S.A. jest Dom Fundacji Ronalda McDonalda w Warszawie oddany do użytku w listopadzie 2021 roku. Veolia dostarczyła ciepło, chłód i energię elektryczną bez przyłączania fundacji do sieci dzięki pompom ciepła, magazynom ciepła i chłodu, piecowi gazowemu oraz fotowoltaice oraz ładowarce energii na parkingu. 52 procent energii w obiekcie pochodzi ze źródeł odnawialnych.

– W przyszłości będzie można stworzyć system zarządzania wirtualną elektrociepłownią scalającą nowe produkty na rzecz efektywności energetycznej, takie jak trigeneracja i instalacje hybrydowe Źródła energii, ciepła i chłodu zintegrowane z prognozami pogody oraz zapotrzebowania mogą zapewnić bezpieczeństwo dostaw. To nasza wizja sprawdzająca się coraz bardziej, szczególnie w obliczu kryzysu energetycznego i wzmocnionego przez wojnę na Ukrainie – mówi Paweł Orlof.

Zmiana myślenia o ciepłownictwie z nieefektywnego brata energetyki na sektor z niewykorzystanym potencjałem może przynieść wymierne korzyści dla wszystkich. Na szczęście wartość tego „zasobu” dostrzegło już jakiś czas temu Ministerstwo Klimatu powołując specjalny departament ciepłownictwa, tym samym uznając zmiany w ciepłownictwie jako zadanie strategiczne. Dostrzeżono bowiem, że w związku z transformacją energetyczną i związanymi z nią wyzwaniami, sektor ciepłowniczy wymaga zindywidualizowanego podejścia oraz dedykowanych rozwiązań. Obecnie trwają prace nad strategią dla ciepłownictwa. Tego samego zdanie są autorzy najnowszego raportu Forum Energii pt. “Czyste ciepło jako motor polskiej gospodarki”, stwierdzając, że „transformację ciepłownictwa i modernizację budynków warto potraktować jako strategię postpandemicznej odbudowy polskiej gospodarki”.

Źródło: Veolia

Fot: Pixabay