Home Archive by category Prawy slider

Prawy slider

ME: GÓRNICTWO DA POLSCE WĘGIEL JESZCZE PRZEZ TRZY DEKADY

– Perspektywa polskiego górnictwa to nie będzie dynamiczny rozwój, a raczej jego stabilizacja i dopasowanie do rynku – mówi Adam Gawęda, sekretarz stanu w Ministerstwie Energii. Jak podkreśla, przemysł górniczy będzie mieć stabilną pozycję co najmniej w perspektywie 20–30 lat, co wynika m.in. z oddawania do użytku nowych bloków węglowych i faktu, że polska energetyka jest oparta o ten surowiec w niemal 80 proc. Konieczne będzie jednak podnoszenie efektywności wydobycia i utrzymywanie zatrudnienia na stabilnym poziomie.

– W Polsce przemysł górniczy jeszcze w perspektywie co najmniej 20–30 lat będzie sektorem, który będzie dostarczać paliwo dla energetyki. Ta energetyka się znacząco zmienia i unowocześnia. Wprowadzamy do systemu nowoczesne bloki, pracujące na parametrach nadkrytycznych – to ostatnio oddane do eksploatacji w Opolu bloki V i VI, niedługo Jaworzno – blok 910, a w jeszcze w dalszej perspektywie Ostrołęka – blok C – mówi agencji Newseria Biznes Adam Gawęda, sekretarz stanu w Ministerstwie Energii.

Niedawno PGE przekazała do eksploatacji dwa nowe bloki nr 5 i 6 na węgiel kamienny w Elektrowni Opole. Te zasilą nawet 4 mln gospodarstw domowych i mają produkować do 12,5 TWh energii elektrycznej rocznie. Bloki zostały wybudowane w nowoczesnej technologii, dzięki czemu będą emitować o 20–30 proc. mniej dwutlenku węgla niż bloki starszej generacji. To największa inwestycja przemysłowa w Polsce po 1989 roku, a dla PGE – również ostatnia inwestycja w źródła oparte na węglu kamiennym. Na ukończeniu jest już nowy, bardziej ekologiczny blok 910 w Jaworznie, który ma zostać oddany do użytku na początku 2020 roku, a w połowie br. ruszyła budowa nowego bloku o mocy 1000 MW w Ostrołęce.

– W związku z tym dla tej energetyki zawodowej będzie potrzebne paliwo w postaci węgla kamiennego i brunatnego – mówi Adam Gawęda.

Węgiel to w Polsce podstawowy nośnik energii elektrycznej, ciepła i produkcji koksu. W 2017 roku udział produkcji energii elektrycznej z węgla kształtował się na poziomie 77 proc. Jak wynika z projektu „Krajowego planu na rzecz energii i klimatu na lata 2021–2030”, jeszcze przez wiele lat węgiel kamienny ma decydować o obliczu szeroko pojętego rynku energetycznego w Polsce, dlatego konieczne jest zagwarantowanie jak najwyższej racjonalności wydobycia i wykorzystania tego surowca, żeby zapewnić stabilne dostawy węgla na potrzeby rynku energetycznego, rynku ciepła i rynku koksu.

– Perspektywa funkcjonowania polskiego górnictwa to nie będzie dynamiczny rozwój. To będzie jego stabilizacja i dopasowanie do rynku, związanego głównie z energetyką zawodową, ale również rynku szeroko rozumianego, czyli do zakładów komunalnych, energetyki przemysłowej, elektrociepłowni i wszędzie tam, gdzie węgiel może być wykorzystywany w sposób korzystny i czysty dla środowiska. Zwróćmy też uwagę, że modernizowane elektrociepłownie pracujące w systemie kogeneracji to w naszym przekonaniu bardzo dobry kierunek, który należy rozwijać, żeby on dobrze funkcjonował w systemie ciepłowniczym – mówi wiceminister energii.

Podczas wrześniowego Forum Ekonomicznego w Krynicy minister Krzysztof Tchórzewski podkreślał, że rozłożona na lata transformacja energetyczna zapewni również pewność i stabilność funkcjonowania górnictwa. Rządowe strategie zakładają, że udział węgla w produkcji energii elektrycznej będzie dominujący co najmniej w perspektywie dwóch kolejnych dekad, ale ma sukcesywnie spadać (do poziomu 60 proc. w 2030 roku).

– Aby utrzymać potencjał wydobywczy, powinniśmy podnosić efektywność, wydajność i utrzymywać zatrudnienie na stabilnym, dobrym poziomie – podkreśla Adam Gawęda. – Nowe rejony, które będą niedługo oddawane do eksploatacji, pozwolą na to, żeby uczniowie czy absolwenci szkół średnich znajdowali miejsca pracy w tych kopalniach, ale w naturalny sposób ci, którzy wchodzą w wiek emerytalny, będą z nich odchodzili. Dlatego tutaj nie będziemy obserwować znaczącego wzrostu zatrudnienia ani też znaczącego spadku.

Jak pokazują dane Agencji Rozwoju Przemysłu, sektor górniczy zatrudnia w Polsce 83,1 tys. pracowników. We wrześniu krajowi producenci wydobyli łącznie 5,0 mln ton węgla przy sprzedaży na poziomie 5,1 mln ton. To oznacza, że sprzedaż węgla kamiennego przekroczyła poziom wydobycia po raz pierwszy od siedmiu miesięcy.

Według założeń rządu w Polsce popyt na węgiel ma być pokrywany przede wszystkim z zasobów krajowych, a surowiec importowany będzie mieć charakter uzupełniający. „Koszty wydobycia węgla w Polsce powinny być konkurencyjne w stosunku do surowca z importu, tak aby możliwe było wykorzystanie krajowego potencjału bez obniżania efektywności gospodarki” – wynika z projektu Polityki Energetycznej Polski do 2040 roku.

Jednak na razie sytuacja rynkowa wygląda odwrotnie: polski surowiec jest o około połowę droższy od importowanego, przez co import węgla wzrasta. Według danych ME – w 2018 roku sięgnął blisko 20 mln ton przy czym prawie 13,5 mln ton sprowadzono z Rosji (dotychczas rekordowy poziom importu miał miejsce w 2011 roku, kiedy z zagranicy sprowadzono 15 mln ton węgla). Opłacalność wydobycia węgla w Polsce obniżają m.in. wymogi klimatyczne UE (koszty uprawnień do emisji dwutlenku węgla) oraz fakt, że w Polsce surowiec jest wydobywany droższą metodą głębinową (przez co opłaca sprowadzać się go z miejsc, gdzie węgiel wydobywany jest odkrywkowo).

– Niedobory inwestycyjne, brak robót przygotowawczych w latach 2012–2015 spowodowały niedobór tego surowca, a w konsekwencji dość duży import. Ale już w tym roku zauważalny jest spadek tego importu. Trzeba odbudować ten potencjał, który będzie zapewniał dostawy węgla dla polskiej energetyki, do zakładów ciepłowniczych – mówi sekretarz stanu w Ministerstwie Energii.

W 2018 roku górnictwo węgla kamiennego wypracowało 1,25 mld zł zysku, a polskie kopalnie przeznaczyły na inwestycje w sumie ponad 2,5 mld zł (o ponad 1 mld zł więcej niż w 2017 roku).

Fot. Ministerstwo Energii

Źródło: Newseria

POLSKA ENERGETYKA POTRZEBUJE WIELOMILIARDOWYCH INWESTYCJI

Transformacja energetyczna będzie kosztowała setki miliardów i jest to ogromne wyzwanie dla całej gospodarki.

Polska energetyka w blisko 80 proc. opiera się na węglu. Według rządowych strategii w kolejnych latach jego udział ma sukcesywnie spadać, do 60 proc. w 2030 roku, przy równoczesnym zwiększaniu udziału odnawialnych źródeł, do 27 proc. w 2030 roku. Transformacja energetyczna to jednak proces obliczony na dziesięciolecia, wymagający stabilnych ram prawnych i przede wszystkim wielomiliardowego finansowania. – Jeżeli tylko zostaną podjęte trudne decyzje odnośnie do skierowania sektora energetycznego na odpowiedni tor, środki na ten cel na pewno się znajdą – mówi Anna Chmielewska, zastępca dyrektora EBOR.

– Transformacja energetyczna będzie kosztowała setki miliardów i to jest ogromne wyzwanie dla całej gospodarki. W skali globalnej tych środków jest naprawdę dużo – mówi agencji Newseria Biznes Anna Chmielewska, zastępca dyrektora European Bank for Reconstruction and Development.

Cele klimatyczne UE zakładają, że do 2030 roku emisja gazów cieplarnianych zostanie zredukowana minimum o 40 proc. w stosunku do poziomu z 1990 roku, do tego czasu ma też zostać osiągnięty 27-proc. udział OZE w unijnym miksie energetycznym.

Ramy dla transformacji polskiego sektora energetycznego wyznaczą będąca w trakcie przygotowania „Polityka Energetyczna Polski do 2040 roku” oraz „Krajowy Plan na rzecz Energii i Klimatu do 2030 roku” (KPEiK), negocjowany z Komisją Europejską. Dziś ok. 77 proc. energii elektrycznej w Polsce jest wytwarzane z węgla kamiennego i brunatnego. Długoterminowe strategie zakładają, że w kolejnych latach jego udział ma sukcesywnie spadać do 60 proc. w 2030 roku. Równocześnie Polska będzie stawiać na dywersyfikację nośników energii, zwiększając udział OZE – z obecnego poziomu 14 proc. do ok. 27 proc. w 2030 roku oraz ok. 50 proc. do 2040 roku.

Transformacja polskiej energetyki to jednak proces obliczony na dziesięciolecia, wymagający stabilnych ram prawnych i przede wszystkim wielomiliardowego finansowania.

– Konieczne jest zarówno finansowanie kapitałowe, jak i dłużne, które od lat stanowi podstawę finansowania inwestycji infrastrukturalnych. Tutaj mamy zarówno sektor bankowy, jak i emisje zielonych obligacji, tzw. sustainability bonds, a grono inwestorów się poszerza. Mamy także inwestorów kapitałowych w formie funduszy infrastrukturalnych i środki europejskie. Tak więc jeżeli tylko zostaną podjęte trudne decyzje odnośnie do skierowania sektora energetycznego na odpowiedni tor, to środki na sfinansowanie tej transformacji na pewno się znajdą – zapewnia Anna Chmielewska.

Propozycja przedstawiona przez Komisję Europejską w maju ub.r. zakłada, że nowa unijna siedmiolatka na lata 2021–2027 nie będzie już co prawda tak hojna dla Polski, która ma otrzymać o 25 proc. mniej na politykę spójności, jednak finansowanie transformacji energetycznej wciąż pozostaje jednym z unijnych priorytetów i środków na ten cel nie zabraknie.

Alternatywą może być też m.in. szybko rosnący rynek zielonych obligacji (green bonds), finansujących projekty związane z ekologią, ochroną środowiska czy poprawą jakości powietrza. Od kilku lat z powodzeniem emitują je już samorządy i miasta takie, jak Oslo czy Sztokholm. Polska – jako pierwszy kraj na świecie – już w 2016 roku wyemitowała zielone obligacje na kwotę 750 mln euro na sfinansowanie ulg i dotacji dla firm wytwarzających zieloną energię. W ubiegłym roku dokonała kolejnej emisji zielonych obligacji o wartości 1 mld euro, która spotkała się z olbrzymim zainteresowaniem rynku (jak podało MF, inwestorzy chcieli kupić papiery o wartości aż 3,25 mld euro).

Z danych KPMG i DNB Banku wynika, że globalna wartość zielonych obligacji wyniosła w 2018 roku 167,3 mld dol. (wzrost z 162,1 mld dol. rok wcześniej). Szacunki rynkowe mówią, że w tym roku będzie to już 250 mld dol.

– Mechanizmy wsparcia regulacyjnego pomagają maksymalnie wykorzystać finansowanie dłużne. Pozwala to zapewnić pewną przewidywalność ram prawnych i przepływów gotówkowych. Wobec tego pomagają sfinansować inwestycje w sposób szybki i efektywny kosztowo, tym samym przyczyniając się do jak najniższego kosztu energii dla odbiorców końcowych – mówi Anna Chmielewska.

Jak podkreśla, dodatkiem jest także wsparcie ze strony instytucji międzynarodowych, chociaż one rzadko finansują tego typu inwestycje samodzielnie.

– Zwykle pełnią rolę mobilizatora dla finansowania zewnętrznego w celu przekonania, że wystarczająco bezpiecznie jest zainwestować w dany projekt – mówi Anna Chmielewska.

W kolejnych latach istotnym elementem finansowania inwestycji energetycznych na dużą skalę będą także raczkujący w Polsce rynek mocy oraz aukcje OZE.

– Jako EBOR sfinansowaliśmy pierwszą dużą farmę wiatrową w Potęgowie, która korzysta z systemu aukcyjnego. Widzimy coraz większe zainteresowanie innych banków finansowaniem w tej formule. Jest to system zbliżony do systemów w innych krajach, które są dobrze bankowalne i pomagają osiągnąć jak najniższe ceny dla odbiorcy końcowego – podkreśla Anna Chmielewska. – To samo dotyczy rynku mocy. Tu jesteśmy dopiero na początku drogi, ale tym, co ważne w każdym systemie wsparcia, jest jego przewidywalność i wiara rynku w to, że on będzie trwał w niezmienionej formie.

Fot. Pixabay

Źródło: Newseria

RAPORT KE NA TEMAT RYNKU CO2

W czwartek 31 października Komisja Europejska przyjęła roczne sprawozdanie z funkcjonowania europejskiego rynku emisji CO2. Sprawozdanie przedstawia również niektóre inicjatywy zaproponowane lub uzgodnione w 2019 r.

Raport pokazuje, że w 2018 r. emisje z instalacji objętych EU ETS zmniejszyły się o 4,1%, czyli o około 73 mln ton ekwiwalentów CO2, od 2017 r. Podobnie jak w poprzednich latach spadek ten był spowodowany głównie przez sektor energetyczny, podczas gdy emisje z przemysłu uległy nieznacznemu zmniejszeniu. Zweryfikowane emisje z lotnictwa jednak nadal rosły, zwiększając się o 3,9%, czyli około 2,6 miliona ton ekwiwalentów CO2, w porównaniu z 2017 r.

Jeśli chodzi o nadwyżkę uprawnień na rynku, wskaźnik nadwyżki rezerwy stabilności rynkowej w 2019 r. (1,65 mld uprawnień) nadal prowadzi do umieszczania uprawnień w rezerwie, zmniejszając wolumen aukcji w 2019 r. o prawie 40% (prawie 400 mln uprawnień).

W 2018 r. wzmocniony sygnał cenowy emisji dwutlenku węgla doprowadził do rekordowej kwoty przychodów państw członkowskich ze sprzedaży uprawnień do emisji w ramach ETS. Wygenerowana kwota wyniosła około 14 mld EUR – ponad dwukrotnie więcej niż przychody wygenerowane w 2017 r. Państwa członkowskie wydały lub planowały wydać blisko 70% tych dochodów na realizację celów w zakresie klimatu i energii – znacznie powyżej 50% wymaganych przepisami.

Prace wdrożeniowe przed rozpoczęciem fazy 4 ETS-u są w toku. W ubiegłym roku przyjęto nowe przepisy wykonawcze dotyczące bezpłatnych przydziałów, funduszu innowacyjnego, sprzedaży na aukcji, monitorowania, sprawozdawczości, akredytacji i weryfikacji (MRVA) oraz rejestru Unii.

Kwestie przedstawione w raporcie obejmują:
Infrastrukturę EU ETS,
Funkcjonowanie rynku emisji dwutlenku węgla (uprawnienia wprowadzane i wycofywane z obiegu, równoważenie podaży i popytu),
Lotnictwo,
Nadzór rynku,
Monitorowanie, raportowanie i weryfikacja emisji,
Przegląd ustaleń administracyjnych w państwach członkowskich,
Zgodność i egzekwowanie
Nowe elementy w tym roku obejmują informacje na temat rocznych kwot nieprzydzielonego przejściowego bezpłatnego przydziału na aukcji lub planowanych do licytacji przez państwa członkowskie, rocznych przychodów z aukcji generowanych przez państwa członkowskie w latach 2012–2018 oraz na temat projektów finansowanych z instrumentów finansowych, takich jak Projekty demonstracyjne InnovFin Energy z ponownie zainwestowanymi środkami uwolnionymi z programu NER300.

Komisja będzie nadal monitorować rynek emisji dwutlenku węgla i zamierza przyjąć kolejne sprawozdanie roczne pod koniec 2020 r.

Link do raportu:
https://ec.europa.eu/clima/sites/clima/files/strategies/progress/docs/com_2019_557_en.pdf 

Źródło: KE
Fot. Pixabay

KE ZAAKCEPTOWAŁA BRYTYJSKI RYNEK MOCY

24 października br. Komisja Europejska po przeprowadzonym postępowaniu uznała brytyjski rynek mocy za zgodny z zasadami pomocy państwa.

W listopadzie 2018 roku w następstwie odwołania się od decyzji Komisji z 2014 r. przez spółkę Tempus Energy sąd stwierdził nieważność decyzji Komisji ze względów proceduralnych. Chociaż sąd nie wypowiedział się w sprawie zgodności programu brytyjskiego rynku mocy z przepisami UE dotyczącymi pomocy państwa, uznał, że Komisja powinna była wszcząć szczegółowe postępowanie wyjaśniające w celu zebrania dodatkowych informacji na temat niektórych elementów programu. Elementy te dotyczyły w szczególności udziału odbiorców energii oferujących ograniczenie zużycia energii elektrycznej w czasach nierównowagi podaży w systemie. W lutym 2019 r. Komisja wszczęła szczegółowe postępowanie w celu ponownej oceny zgodności programu z przepisami UE dotyczącymi pomocy państwa.

Dla przypomnienia, w marcu br. ta sama firma zakwestionowała również funkcjonowanie rynku mocy w Polsce, który oparty jest na podobnych założeniach co rynek mocy w Wielkiej Brytanii (KE obecnie prowadzi postępowanie w sprawie rynku mocy w Polsce).

W naszej opinii rezultaty postępowania KE w sprawie brytyjskiego rynku mocy dobrze wróżą polskiej sprawie.

Źródło: KE
Fot. KE

35-LECIE MPEC W PRZEMYŚLU SP. Z O.O.

W piątek 11 października b.r. w przemyscy ciepłownicy wraz z zaproszonymi gośćmi świętowali 35-lecie powstania MPEC w Przemyślu Sp. z o.o.

Jak przypomniał Prezes Zarządu MPEC w Przemyślu Sp. z o.o. Kazimierz Stec w retrospektywno-wspominkowej prezentacji dotyczącej historii przemyskiego ciepłownictwa systemowego, w październiku 1984r., czyli 3 miesiące po formalnym utworzeniu przedsiębiorstwa, całą infrastrukturę ciepłowniczą stanowiącą jego technologiczne zaplecze tworzyło 12 zdezelowanych kotłowni osiedlowych, przejętych od Zakładu Energetyki Cieplnej – Przedsiębiorstwa Gospodarki Mieszkaniowej. Dzisiaj – 35 lat później, przemyski system ciepłowniczy to ponad 50 km sieci ciepłowniczej, niemal 400 węzłów cieplnych ogrzewających 670 budynków na terenie Przemyśla, 74 MW zamówionej mocy i 450 tys. GJ rocznej sprzedaży, a z dostarczanego przez przedsiębiorstwo Ciepła Systemowego codziennie korzysta ok 45 tys. (75%) mieszkańców miasta.

Jednak droga od 12 lokalnych kotłowni węglowych do zautomatyzowanego i zinformatyzowanego nowoczesnego systemu ciepłowniczego była długa, kręta i bardzo wyboista. Trudno o niej opowiedzieć w kilkudziesięciominutowej prelekcji i to jeszcze w taki sposób, aby przedstawić najważniejsze fakty, liczby, procesy i wykresy a przy tym nie zanudzić słuchaczy. Dlatego też postanowiliśmy w miarę szczegółowo a przy tym w przystępnej formie ująć wszystkie te informacje w jubileuszowym, bogato ilustrowanym okolicznościowym albumie, który otrzymał każdy z zaproszonych gości.

Wracając jednak do historii przemyskiego MPEC-u, na początku przedsiębiorstwo nie dysponowało nie tylko centralnym źródłem ciepła czy sieciami ciepłowniczymi, ale nawet pomieszczeniami w których można by było urządzić chociażby prowizoryczną siedzibę. Dlatego też początkowo MPEC korzystał z pomieszczeń użyczonych przez siostrzane Przedsiębiorstwo Gospodarki Mieszkaniowej. Po kilku miesiącach tymczasowa siedziba została przeniesiona na teren budowanej ciepłowni, zaś na początku 1987r. nastąpiła jej przeprowadzka do zabudowań jednej z przejętych od Przemyskiej Spółdzielni Mieszkaniowej i zaadaptowanej na cele biurowe osiedlowej kotłowni przy ul. Płowieckiej, gdzie mieści się do dnia dzisiejszego.

Kilka miesięcy po utworzeniu przedsiębiorstwa, przemyski MPEC eksploatował już 21 kotłowni lokalnych, jednak dopiero półtora roku później, w grudniu 1985r. został rozpalony pierwszy kocioł w ciepłowni Zasanie i uruchomiony pierwszy, dwukilometrowy odcinek sieci ciepłowniczej, doprowadzający ciepło do kilkunastu zaledwie budynków. Kolejne lata i dekady, to stopniowa rozbudowa sieci ciepłowniczej, likwidacja lokalnych kotłowni i zastępowanie ich coraz nowocześniejszymi węzłami cieplnymi.

Po kilku zaledwie latach działalności młode przedsiębiorstwo bardzo mocno dotknęły wszystkie problemy okresu przemian społeczno-gospodarczych przełomu lat 80 i 90 oraz towarzyszące im zmiany ekonomiczne i prawne, wymuszając nie tylko przyspieszoną i bardzo bolesną transformację ale i gruntowną zmianę paradygmatu określającego zasady jego funkcjonowania.

Po ustrojowej rewolucji, niemal natychmiast przyszła i „druga fala” zmian, stanowiąca splot niekorzystnych dla przedsiębiorstwa czynników ekonomicznych, społecznych, demograficznych i prawnych, równocześnie podnoszących skokowo wymogi i standardy oraz obniżających rentowność i techniczno-ekonomiczną efektywność eksploatowanej infrastruktury ciepłowniczej. Nie było łatwo.

Jednak roztropnie zarządzane przedsiębiorstwo zdołało nie tylko się zrestrukturyzować i przetrwać, ale praktycznie przez cały czas rozbudowywać sieć ciepłowniczą, przyłączać do niej coraz to nowe budynki i osiedla, oraz modernizować, automatyzować i informatyzować wszelkie możliwe procesy. A przy tym wszystkim pilnować cenowej konkurencyjności dostarczanego ciepła i odpowiadać na bieżąco na wciąż rosnące wymogi, potrzeby i oczekiwania odbiorców.

Najważniejszą zmianą jakościową, nadającą przemyskiemu MPEC-owi nową dynamikę rozwojową i zmieniającą jego wizerunek, było wprowadzenie w 2004r. pionierskiej i dosyć ryzykownej oferty zindywidualizowanej dostawy ciepła do poszczególnych lokali w budynkach wielolokalowych, szczególnie w starszej, zabytkowej, ogrzewanej niskoemisyjnymi źródłami ciepła historycznej zabudowie Śródmieścia. Sądząc po efektach, był to strzał w dziesiątkę a oferta oparta na mieszkaniowych stacjach cieplnych i indywidualnym systemie pomiarowo-rozliczeniowym, bardzo przypadła do gustu mieszkańcom i administratorom nieruchomości.

Skutkiem dostosowania oferty do oczekiwań potencjalnych odbiorców jest utrzymujący się od wielu lat korzystny bilans mocy cieplnej, w którym przyrosty mocy z inwestycji rozwojowych przewyższają spadki mocy będące efektem, prowadzonych na szeroką skalę przez największych odbiorców ciepła przedsięwzięć termomodernizacyjnych.

W ubiegłym roku moc zamówiona przez odbiorców była najwyższa od 20 lat, zaś sprzedaż ciepła od 15. Rewersem wspomnianego modelu rozwoju systemu ciepłowniczego jest bardzo rozdrobniona struktura odbiorców ciepła. Spośród 1780 z nich, niemal 1500 (83%) to odbiorcy mali i bardzo mali, o zamówionej mocy cieplnej do 10 kW.

Trudno byłoby obsłużyć system ciepłowniczy o tak rozdrobnionej strukturze i obsługiwanej armaturze (niemal 400 węzłów cieplnych, 2100 liczników ciepła, 1050 mieszkaniowych stacji cieplnych), gdyby nie rozbudowany system zdalnego monitoringu, sterowania i odczytów parametrów, wspierany zintegrowanymi systemami GIS, telemetrii i pomiarowo-rozliczeniowym.

Wszystko to sprawia, że przemyski system ciepłowniczy, co prawda nie pod względem wielkości i rozległości, ale stopnia nasycenia najnowszymi rozwiązaniami technologiczno-informatycznymi, można porównywać z najnowocześniejszymi systemami tego typu w Polsce.

Dzisiaj jeszcze, podobnie jak przez minione 35 lat przemyski MPEC jest przedsiębiorstwem zintegrowanym pionowo, zajmującym się zarówno wytwarzaniem, jak i przesyłem i dystrybucją ciepła. Jednak coraz ostrzejsze środowiskowo-klimatyczne regulacje prawne spowodowały konieczność przeprowadzenia zmian organizacyjnych. Już za kilka miesięcy za wytwarzanie ciepła, zarówno z wykorzystaniem dotychczas funkcjonującego układu, jak i projektowanej jednostki kogeneracyjnej, odpowiedzialna będzie spółka PGNiG TERMIKA, zaś MPEC będzie się zajmował jedynie dostarczaniem wytworzonego ciepła do poszczególnych obiektów.

Na tej zmianie najwięcej zyskają jednak mieszkańcy Przemyśla, którzy otrzymają czyste, bezpieczne i ekologiczne ciepło po akceptowalnych cenach, które będzie stopniowo docierało do coraz to nowych rejonów miasta i położonych na ich obszarze nieruchomości. W perspektywie kilkunastu lat pozwoli to znacznie zredukować problem niskiej emisji powierzchniowej i znacznie poprawić stan jakości powietrza.

Podczas Gali Jubileuszowej, prezentacji przemyskiego MPEC-u w ujęciu historycznym oraz prelekcji Wiceprezesa Zarządu Macieja Patoczki, przedstawiającej potencjał, strategie i kierunki rozwoju przemyskiego systemu ciepłowniczego w najbliższej dekadzie, przysłuchiwało się grono znamienitych, zaproszonych na tę uroczystość gości. Oprócz przedstawicieli władz samorządowych Przemyśla, urzędów, instytucji, organizacji, spółek komunalnych, administratorów nieruchomości oraz innych podmiotów gospodarczych z którymi na co dzień MPEC współpracuje, swoją obecnością jubileuszowe obchody uświetnił Pan Bogusław Regulski – Wiceprezes Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polski.

EUROSTAT: ROŚNIE IMPORT PALIW DO UE

Według opublikowanych wczoraj danych Eurostat-u spadek produkcji energii w UE w ciągu ostatnich dziesięcioleci spowodował wzrost importu energii oraz surowców energetycznych.

W 2017 roku ropa naftowa przewodziła w rankingu pod względem wielkości importu – wartość 574 mln ton (Mtoe). Wynik ten oznaczał spadek o prawie 7% w stosunku do wartości z 2007 roku (tj. 614 Mtoe), oraz wzrost o 7% w stosunku do wartości z 1990 roku (tj. 536 Mtoe).

Od 1990 roku import gazu ziemnego stale rośnie – zwiększył się ponad dwukrotnie z 164 Mtoe w 1990 roku do 392 Mtoe w 2017. Choć import nieznacznie osłabł w latach 2010-2015, gaz ziemny był i wciąż jest drugim najczęściej importowanym surowcem energetycznym.

Na trzecim miejscu znalazły się oleje napędowe, których import również się podwoił z 66 Mtoe w 1990 roku do 137 Mtoe w 2017. Czwartym najczęściej importowanym produktem energetycznym w 2017 roku były stałe paliwa kopalne (115 Mtoe). Jednak ich importowana ilość nieznacznie spadła w porównaniu z 1990 rokiem (121 Mtoe).

Więcej informacji mogą Państwo znaleźć w opublikowanym wczoraj Roczniku Statystycznym dot. Energii, Transportu i Środowiska.

Fot. Eurostat
Źródło: KE

BREXIT WSTRZĄŚNIE CENAMI UPRAWNIEŃ DO EMISJI CO2?

Od końca lipca na rynku uprawnień do emisji CO2 widoczne są potężne spadki. Trzy miesiące temu cena EUA na rynku kształtowała się na poziomie ok. 29 EUR/t – dziś cena ta oscyluje na granicy ok. 26 EUR/t. Obecne notowania są jednak efektem korekty po zaobserwowanych rekordowych spadkach do poziomu ok 22,5 EUR/t.

Nie bez wpływu na system EU ETS pozostaje coraz szybciej zbliżające się wyjście Wielkiej Brytanii z Unii Europejskiej. W ciągu ostatnich 9 miesięcy obserwowane zwyżki notowań uprawnień spowodowane były m.in. obawami uczestników rynku przed tzw. „twardym brexitem”.

Dla przypomnienia Wielka Brytania jest państwem, który sprawnie przeprowadził proces odejścia energetyki od węgla osiągając znaczną nadwyżkę uprawnień. Oznacza to, że szybkie opuszczenie systemu ETS przez mieszkańców Albionu spowodowałoby nadpodaż uprawnień na rynku i w konsekwencji doprowadziłoby do obniżki cen. Sytuacja ta nie pozostałaby bez wpływu na Polskę, która obecnie sprzedaje swoją nadwyżkę uprawnień na giełdzie EEX.

Temat brexitu w Wielkiej Brytanii wciąż wzbudza spore emocje. Dotychczasowy plan zakładał, że Wielka Brytania wystąpi z UE już 31 października, jednak obecnie w brytyjskim parlamencie trwają ożywione dyskusje odnoszące się do możliwości ponownego przedłużenia tego terminu do grudnia br. Wyspiarskie źródła wskazują również termin styczniowy następnego roku.

Warto tu również dodać, że od 3 stycznia 2018 roku czyli od wejścia w życie dyrektywy unijnej MiFID II (tj. Markets in Financial Instruments Directive) uprawnienia do emisji CO2 oficjalnie stały się instrumentami finansowymi. Dyrektywa dopuściła do udziału w rynku firmy inwestycyjne, co nie pozostało bez wpływu na notowania EUA.

Biorąc pod uwagę dynamikę rynku EUA, do końca bieżącego roku ceny powinny się kształtować na poziomie poniżej 30 EUR/t. Kluczowy dla notowań rynkowych będzie tu jednak termin brexitu, który według analityków spowoduje trend spadkowy.

Fot. Pixabay

NOWE BLOKI W OPOLU TO PRĄD DLA 4 MLN LUDZI

To największa w Polsce inwestycja przemysłowa od 30 lat. Dla PGE Polskiej Grupy Energetycznej jest to zarazem ostatnia inwestycja w źródła oparte na węglu kamiennym. W Elektrowni Opole oddano właśnie do użytkowania drugi nowy blok na węgiel – oba mają łącznie 1 800 MW mocy, a koszt ich budowy wyniósł blisko 11,6 mld zł brutto. Bloki zostały wybudowane w nowoczesnej technologii, dzięki czemu będą emitować o 20–30 proc. mniej dwutlenku węgla niż bloki starszej generacji i zaopatrzą w energię elektryczną około 4 mln gospodarstw domowych w Polsce.

– Jest to największa inwestycja, która została zrealizowana w Polsce po 1989 roku. Oddajemy do eksploatacji dwa ultranowoczesne bloki energetyczne, w sumie ponad 1,8 tys. MW. Tym samym poprawiamy bezpieczeństwo energetyczne kraju i pewność zasilania naszych odbiorców – mówi Henryk Baranowski, prezes zarządu PGE Polskiej Grupy Energetycznej.

Polska Grupa Energetyczna przekazała właśnie do eksploatacji drugi z dwóch nowych bloków na węgiel kamienny w Elektrowni Opole. Budowa bloków 5. i 6. – o łącznej mocy 1800 MW – rozpoczęła się w lutym 2014 roku i kosztowała blisko 11,6 mld zł. Blok nr 5 przekazano do eksploatacji już na przełomie maja i czerwca 2019 r., natomiast teraz do użytku oddany został również blok nr 6, który pomyślnie przeszedł wszystkie odbiory.

– Dzięki największej inwestycji w ostatnim 30-leciu Opole staje się centrum energetycznym Polski. To tutaj będzie produkowane 8 proc. energii, jeśli chodzi o zapotrzebowanie całego polskiego rynku. To najnowocześniejszy z bloków węglowych w Europie. Podniesienie efektywności energetycznej oznacza, że z tej samej ilości węgla będzie można wyprodukować dużo więcej energii przy mniejszej emisji – mówi Krzysztof Tchórzewski. minister energii.

Prezes PGE podkreśla Henryk Baranowski podkreśla, że inwestycja powstała przy dużym zaangażowaniu polskich wykonawców, ponieważ z każdej zainwestowanej złotówki 70 gr trafiło do rodzimych przedsiębiorstw. Ponadto inwestycja ta łączy bezpieczeństwo energetyczne z dbałością o środowisko.

– Sprawność tych bloków sięga prawie 45 proc., podczas gdy sprawność starych jest na poziomie 33–34 proc. Jednostkowa emisja dwutlenku węgla na wyprodukowany megawat energii elektrycznej powoduje, że emisja dwutlenku węgla będzie o około 1/3 niższa niż w starych blokach, które były oddawane w latach 60. i 70. zeszłego stulecia – podkreśla Henryk Baranowski.

Energetyczny gigant podkreśla, że rozbudowa Elektrowni Opole to największa inwestycja przemysłowa w Polsce po 1989 roku, a dla PGE – również ostatnia inwestycja w źródła oparte na węglu kamiennym.

– Dwa bloki klasy 900 MW – podobnej inwestycji nie ma w skali całej Europy, z wyjątkiem tych związanych z energetyką jądrową. Chociażby z tego względu jest ona wyjątkowa – mówi Ryszard Wasiłek, wiceprezes zarządu PGE Polskiej Grupy Energetycznej ds. operacyjnych.

Dzięki dwóm nowym blokom Elektrownia Opole będzie teraz trzecią co do wielkości w Polsce po Bełchatowie i Kozienicach. Może zaspokoić około 8 proc. całości krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną.

– Beneficjentem tej inwestycji będą praktycznie wszyscy Polacy, którzy odbierają energię elektryczną. Już dzisiaj te dwa bloki wpisują się w jedne z najbardziej ekonomicznych, przy zarazem najniższym koszcie zmiennym wytwarzania energii elektrycznej, spośród wszystkich elektrowni w kraju – mówi Norbert Grudzień, wiceprezes zarządu PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna ds. inwestycji i zarządzania majątkiem.

Nowe bloki Elektrowni Opole mają produkować do 12,5 TWh energii elektrycznej rocznie i zasilać nawet 4 mln gospodarstw domowych w Polsce.

– Trochę z duszą na ramieniu były podejmowane decyzje dotyczące kontynuacji tej budowy, bo w pewnym momencie było wiele nacisków, aby wszystkie budowy węglowe zostały zatrzymane. Te nowoczesne nie zostały zatrzymane, udało się doprowadzić do ich zakończenia. Wynegocjowaliśmy z Komisją Europejską zgodę na to, żeby one mogły funkcjonować w rynku mocy, co powoduje, że stać nas teraz na duży zryw inwestycyjny w innych dziedzinach. Zabezpieczenie naszej energetyki, naszego przemysłu i obywateli zaczyna się klarować w pełni – mówi Krzysztof Tchórzewski, minister energii.

Źródło: Newseria

Fot. Wikipedia

RYNEK URZĄDZEŃ GRZEWCZYCH POD LUPĄ INSPEKCJI

Inspekcja Handlowa zyska konkretne uprawnienia w walce z handlem kotłami na paliwo stałe, które nie spełniają wymogów, a za wprowadzanie na polski rynek tzw. kopciuchów będą grozić kary – to główne założenia nowelizacji ustawy Prawo ochrony środowiska oraz ustawy o inspekcji handlowej, które przyjął wczoraj Sejm po poprawkach Senatu. To kolejny ważny krok w walce ze smogiem. Teraz nowelizacja czeka na podpis Prezydenta.

Nowela POŚ uzupełnia istniejący system wymagań dla kotłów na paliwo stałe, wprowadzanych do obrotu na terenie Polski. Jej celem jest też wzmocnienie uprawnień organów Inspekcji Handlowej do kontroli przestrzegania przepisów dotyczących wprowadzanych do obrotu urządzeń grzewczych, a także wprowadzenie narzędzi umożliwiających ograniczenie importu kotłów niespełniających wymogów, z uwagi na istotny wpływ emisji zanieczyszczeń z tego typu urządzeń na zdrowie mieszkańców kraju.

Na czym polega problem?

Szacuje się, że na polski rynek trafia około 200–250 tys. kotłów na paliwa stałe rocznie. Dokładnych danych brakuje, ze względu na duże rozproszenie rynku i „szarą strefę” w handlu takimi urządzeniami, którą ocenia się na 20-25 % rynku.

Od lipca 2018 r. obowiązuje rozporządzenie ws. wymagań dla kotłów na paliwa stałe, które w lutym zostało dodatkowo uszczelnione w drodze nowelizacji.

– Z obserwacji rynku kotłów na paliwo stałe wynika, że ciągle w sprzedaży stacjonarnej i internetowej dostępne są urządzenia niespełniające wymagań rozporządzenia. Co więcej, stanowią one znaczny odsetek ofert. Wciąż mamy zatem do czynienia z obchodzeniem istniejących przepisów. Chcemy to zmienić – mówi minister Jadwiga Emilewicz.

Jakie zmiany wprowadza nowelizacja?

Projekt nowelizacji precyzyjnie wskazuje instytucje uprawnione do przeprowadzenia kontroli podmiotów wprowadzających do obrotu kotły na paliwo stałe. Sprawdzane będą m.in.: zgodność urządzeń z wymaganiami, w tym poprzez badania laboratoryjne kotłów, posiadanie odpowiedniej dokumentacji, świadectw, certyfikatów itp. Nowelizacja pozwoli także organom inspekcji na ograniczenie wprowadzania urządzeń do obrotu i – w przypadku wykrytych nieprawidłowości – nakładanie kar pieniężnych. Zmiany mają na celu zapewnienie instytucjom kontrolnym odpowiednich środków finansowych na przeprowadzanie laboratoryjnej weryfikacji spełniania wymagań przez urządzenia.

– Uszczelnienie systemu kontroli ma również ograniczyć nieuczciwą konkurencję, która reklamuje urządzenia wysokoemisyjne jako niskoemisyjne, posługując się fałszywymi świadectwami jakości kotłów lub sprzedając kotły bezklasowe pod innymi nazwami – informuje szefowa MPiT.

Dodatkowo nowa regulacja pozwoli ograniczyć import z innych krajów Unii Europejskiej, Turcji i państw EFTA (będących stroną umowy o Europejskich Obszarach Gospodarczych) kotłów, które nie spełniają polskich wymogów. Umożliwi to skuteczne zwalczanie nadużyć, a producenci z tych krajów będą podlegać krajowym wymaganiom.

W toku prac parlamentarnych do projektu zostały dodane poprawki, które mają na celu osiągnięcie dodatkowych korzyści na rzecz ograniczania emisji zanieczyszczeń i promowania energetyki z OZE.

Pierwsza z nich – w ustawie o podatku dochodowym od osób fizycznych – rozszerza zwolnienie z PIT dla dotacji ze środków Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej lub wojewódzkich funduszy ochrony środowiska i gospodarki wodnej. Dotąd zwolnione z PIT było tylko dofinansowanie w ramach programu „Czyste Powietrze”. Teraz będzie obejmować także inne programy adresowane do osób fizycznych, w tym program rozwoju fotowoltaiki „Mój Prąd”. Będzie to dodatkowy impuls dla rozwoju inwestycji w przydomowe instalacje fotowoltaiczne.

Druga – w ustawie Prawo energetyczne i ustawie Prawo budowlane – wprowadza zmianę obecnych przepisów, która zapewni instalowanie w nowych budynkach wyłącznie takich źródeł ogrzewania, których używanie nie prowadzi do emisji zanieczyszczeń powietrza. Takimi niskoemisyjnymi źródłami ogrzewania są m.in. ciepło systemowe, które w wielu krajach Europy jest podstawowym źródłem ogrzewania budynków.

Trzecia zmiana – w ustawie o podatku od towarów i usług – ma na celu objęcie jednolitą, obniżoną stawka podatku VAT (8% wobec dotychczasowych 23%) dostawę i budowę mikroinstalacji OZE, która ma zapewnić energię dla tego budynku lub jego części.

Wszystkie ww. zmiany wpisują się w cel nowelizacji, czyli poprawę jakości powietrza w Polsce oraz rozwój rozproszonej energetyki z OZE.

Źródło: MPiT

Fot. Pixabay

EBI WSPIERA EFEKTYWNOŚĆ ENERGETYCZNĄ NA LITWIE

Europejski Bank Inwestycyjny (EBI) i litewska Agencja Rozwoju Inwestycji Publicznych (VIPA), podpisały umowę dot. przekazania pierwszej transzy w wysokości 12,5 miliona euro z zatwierdzonego instrumentu finansowego wspierającego utworzenie pierwszej platformy inwestycyjnej wspierającej działania w zakresie efektywności energetycznej na Litwie.

Projekt jest wspierany przez Europejski Fundusz na rzecz Inwestycji Strategicznych zgodnie z planem Junckera (EFIS) i koncentruje się na działaniach na rzecz klimatu, przynosząc jednocześnie korzyści w zakresie unijnej polityki spójności. Finansowanie zostanie wykorzystane na wsparcie pierwszej dedykowanej krajowej platformy inwestycyjnej, w celu promowania i finansowania projektów związanych z efektywnością energetyczną.

Inwestycje leżące u podstaw inicjatywy będą koncentrować się na instalacji paneli słonecznych w domach prywatnych, renowacji budynków i inwestycjach w efektywność energetyczną w przedsiębiorstwach przemysłowych. Platforma będzie obsługiwać wielu różnych beneficjentów na całej Litwie, pomagając im ograniczyć emisje CO2 i obniżyć rachunki za energię.

W związku z umową głos zabrał europejski komisarz Vytenis Andriukaitis, który powiedział: „Bardzo ważne jest, abyśmy przenieśli nasze domy i firmy w XXI wiek, jeśli chodzi o ich ślad węglowy. Bardzo się cieszę, że plan Junckera wspiera pierwszą litewską platformę inwestycji w efektywność energetyczną. Projekty finansowane przez tę platformę nie tylko pomogą Litwie osiągnąć jej cele w zakresie zrównoważonego rozwoju, ale również konsumenci odczują spadek rachunków za energię.”

„Cieszymy się, że możemy współpracować z Europejskim Bankiem Inwestycyjnym w celu wspierania platformy inwestycyjnej na rzecz efektywności energetycznej. VIPA zaprasza wszystkie podmioty prawne do przyłączenia się do realizacji projektu, a także do ubiegania się o pożyczki na efektywność energetyczną, mające na celu m.in. uzyskanie statusu prosumenta ”- powiedział Gvidas Dargužas, dyrektor generalny VIPA.

Utworzenie platformy inwestycyjnej na rzecz efektywności energetycznej jest zgodne z priorytetami politycznymi rządu Litwy w zakresie zrównoważonego rozwoju. Projekt ten jest częściowo objęty inicjatywą Smart Finance for Smart Buildings („SFSB”), wspólną inicjatywą grupy EBI i Komisji Europejskiej, mającą na celu wspieranie inwestycji w zakresie efektywności energetycznej w budynkach.

Źródło: KE
Fot. Pixabay