Home Archive by category Wiadomości

Wiadomości

CIEPŁOWNICTWO W OPAŁACH. CZEKAJĄ NAS PRZERWY W DOSTAWACH CIEPŁA

Wskaźniki rentowności w ciepłownictwie systemowym i płynności finansowej przedsiębiorstw z tego sektora są niepokojąco niskie.

– Oznacza to brak środków na konieczne inwestycje i zwiększa ryzyko upadłości oraz przerw w dostawach ciepła, które mogą pojawić się w końcówce przyszłego albo na początku 2021 roku, jeżeli nie zmieni się model regulacji w ciepłownictwie – prognozuje Jacek Szymczak, prezes IGCP. Poprawa rentowności sektora jest o tyle istotna, że w najbliższym czasie czeka go wiele wyzwań związanych z dostosowywaniem się do regulacji unijnych i wymogów środowiskowych.

– Pilnym problemem, który musi zostać rozwiązany w 2020 roku, jest zmiana modelu regulacji w ciepłownictwie. Bazując na oficjalnych danych, rentowność w sektorze ciepłownictwa systemowego za ubiegły rok jest na poziomie 1,88 proc. i spadła o kilka procent w stosunku do poprzedniego. O wiele bardziej niebezpieczny jest fakt, że wskaźnik płynności finansowej przedsiębiorstw regulowanych jest na poziomie 0,61, podczas gdy poziom bezpieczny dla funkcjonowania podmiotu gospodarczego wynosi 1,2. To oznacza, że prawie 40 proc. zobowiązań nie ma pokrycia w przychodach. Upadają nawet nie te przedsiębiorstwa, które pokazują ujemną rentowność, ale takie, które nie mają pieniędzy, mają bardzo niskie współczynniki płynności – mówi agencji Newseria Biznes Jacek Szymczak, prezes zarządu Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie.

Jak podkreśla, niska rentowność to zagrożenie dla funkcjonowania przedsiębiorstw, szczególnie małych i średnich, i duży problem, ponieważ firmy nie mają środków na podejmowanie inwestycji i modernizowanie jednostek wytwórczych w celu dostosowywania ich do wymogów środowiskowych.

– Musimy w racjonalny sposób odchodzić od węgla, tam, gdzie jest to uzasadnione stosować coraz więcej rozwiązań opartych na gazie, na odnawialnych źródłach energii. Nie zrobimy tego, nie mając odpowiedniego poziomu rentowności – mówi Jacek Szymczak.

Prezes IGCP ocenia również, że nie ma na razie zagrożenia przerwami w dostawach ciepła. Jeśli jednak w perspektywie 2020 roku nie zmieni się model regulacji, to przy rosnących cenach uprawnień do emisji CO2 i kosztach wewnętrznych, które wynikają m.in. z wahań cen paliw, takie zagrożenie może pojawić się w końcówce przyszłego albo na początku 2021 roku.

– Ekonomia jest nieubłagana. Skoro wskaźniki rentowności i płynności pokazują, że istnieje zagrożenie funkcjonowania dla bardzo wielu przedsiębiorstw, szczególnie w obszarze Polski powiatowej, to trzeba wziąć to poważnie pod uwagę – podkreśla Jacek Szymczak.

Poprawa rentowności sektora jest o tyle istotna, że w najbliższym czasie czeka go wiele wyzwań związanych z wdrażaniem i dostosowywaniem się do regulacji unijnych i krajowych: od Pakietu Zimowego poprzez dyrektywy o OZE i efektywności energetycznej aż po wdrożenie rynku mocy czy reformę systemu ETS-ów (handlu uprawnieniami do emisji CO2), która w 2021 roku ograniczy ilość darmowych uprawnień.

– Wiemy, że w perspektywie 2030 roku trzeba zwiększyć udział odnawialnych źródeł energii o 32 proc. i poprawić efektywność energetyczną o 31 proc. Trzeba będzie zadbać o to, żeby systemy ciepłownicze w Polsce spełniały warunek tzw. efektywnego systemu ciepłowniczego, a także miały odpowiednią jakość ciepła w sieciach, bo to będzie warunkowało możliwość sprzedaży ciepła do nowych i dogłębnie modernizowanych budynków. Wiemy, co robić, natomiast wielkim wyzwaniem jest kwestia praktycznej realizacji tych wszystkich zadań – mówi Jacek Szymczak.

Ciepło systemowe gra ważną rolę w walce ze smogiem i ograniczaniem emisji CO2. W Polsce potencjał dla rozwoju sektora ciepłowniczego jest bardzo duży, bo ponad 100 miast średniej wielkości wciąż nie ma elektrociepłowni, a w wielu aglomeracjach sieć ciepłownicza wymaga gruntownej modernizacji. Branża podkreśla jednak, że nie będzie to możliwe bez specjalnej, dedykowanej ustawy, która umożliwi regulowanie stanu prawnego istniejących sieci ciepłowniczych i ich rozwijanie.

– Dzisiaj w miastach, kiedy trzeba przeprowadzić sieć przez działki należące do kilku, kilkunastu, a czasem nawet do kilkudziesięciu właścicieli, cały proces uzgodnień i pozyskania zgód na położenie sieci potrafi zająć nawet dwa lata. Bardzo dobrze się stało, że ciepłownictwo systemowe zostało uznane za efektywne narzędzie walki ze smogiem, ale trzeba zadbać, żeby przepisy prawne ułatwiały nam rozwój sieci. Skoro chcemy efektywnie walczyć ze smogiem, to jest kolejny obszar, którym należy się zająć – mówi Jacek Szymczak.

Nad strategią dla ciepłownictwa pracuje specjalny zespół powołany przez ministra energii Krzysztofa Tchórzewskiego w ubiegłym roku. Strategia ma być dokumentem wykonawczym do nowej „Polityki Energetycznej Polski do 2040 roku”, która ma być gotowa do końca roku.

Źródło: Newseria

Fot. Własne

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

ROZPORZĄDZENIE W SPRAWIE DOSTOSOWAŃ ALOKACJI BEZPŁATNYCH PRZYDZIAŁÓW EUA

W czwartek 31 października Komisja Europejska przyjęła rozporządzenie w sprawie dostosowań alokacji bezpłatnych przydziałów uprawnień do emisji w związku ze zmianami poziomu działalności.

Przyjęcie rozporządzenia jest jednym z kamieni milowych w przygotowaniach do fazy 4 unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji (ETS). W zmienionej dyrektywie ETS prawodawcy ustalili, że bezpłatne przydziały dla przemysłu będą kontynuowane po 2020 r. Bezpłatne przydziały uprawnień to środek przejściowy przewidziany w celu zmniejszenia ryzyka wzrostu globalnych emisji po przeniesieniu przemysłu do państw trzeciego świata.

Dyrektywa ETS stanowi, że gdy poziom działalności instalacji wzrasta lub maleje o więcej niż 15%, poziom bezpłatnych uprawnień jest dostosowywany. Chociaż dyrektywa w sprawie ETS ustanawia główne zasady dostosowywania bezpłatnych przydziałów do zmian na poziomie działalności, należy określić bardziej szczegółowe wymogi dotyczące wdrażania.

Przyjęte rozporządzenie wykonawcze określa zasady dostosowań dokonywanych po początkowej zmianie o 15%. Zawiera także przepisy mające na celu utrzymanie zachęt do zwiększania efektywności energetycznej instalacji, dla których nie jest dostępny wskaźnik emisyjności. Ponadto ustalone są zasady radzenia sobie z innymi zmianami w działaniu instalacji. Rozporządzenie zostanie zastosowane po raz pierwszy w 2021 r.

W porównaniu z zasadami stosowanymi w latach 2013–2020 nowe zasady spowodują, że zmiany w działaniu instalacji będą łatwiej odzwierciedlone w poziomie bezpłatnych uprawnień. W rezultacie system będzie bardziej elastyczny w przyszłości.

Konsultacje mające na celu wyrażenie opinii zainteresowanych stron zostały zorganizowane zimą 2018/2019. Rozporządzenie zostało omówione z państwami członkowskimi i ekspertami sektorowymi w grupie ekspertów ds. zmian klimatu. Otrzymało ono również pozytywną opinię Komitetu ds. Zmian Klimatu w dniu 8 października 2019 r.

Komisja skupi się teraz na rozwoju niezbędnej infrastruktury informatycznej umożliwiającej państwom członkowskim zgłaszanie zmian w poziomie alokacji instalacji w bezpieczny i niezawodny sposób w następnej dekadzie.

Źródło: KE
Fot. Pixabay

KE WSZCZĘŁA POSTĘPOWANIE W KWESTII POMOCY PUBLICZNEJ DOT. MODERNIZACJI 5 SIECI CIEPŁOWNICZYCH

25 października Komisja Europejska oficjalnie wszczęła postępowanie mające na celu ocenę, czy plany wsparcia modernizacji 5 sieci ciepłowniczych w południowo-wschodniej Polsce są zgodne z przepisami UE dotyczącymi pomocy państwa.

Polska powiadomiła Komisję o planowanym wsparciu publicznym modernizacji sieci ciepłowniczych w pięciu gminach tj. Tarnobrzegu, Ropczycach, Lesku, Dębicy i Ustrzykach Dolnych (wszystkie położone na terenie województwa podkarpackiego).

Projekty, które skorzystałyby ze wsparcia, wybrano w 2016 r. w drodze przetargu. Planowane wsparcie miałoby formę bezpośredniej dotacji finansowanej z funduszy strukturalnych UE zarządzanych przez Polskę. Powyżej wskazane systemy ciepłownicze wytwarzają ciepło głównie z kotłów węglowych. Proponowana modernizacja ma więc polegać na modernizacji, a w niektórych przypadkach, rozbudowie sieci rurociągów wokół istniejących ciepłowni, ale nie samych instalacji.

Unijne przepisy dotyczące pomocy państwa zezwalają państwom członkowskim na wspieranie sieci ciepłowniczych, z zastrzeżeniem warunków określonych w wytycznych Komisji z 2014 r. Wytyczne te informują, że projekty muszą spełniać kryteria „efektywnego ciepłownictwa komunalnego”, które zostały szczegółowe opisane w dyrektywie w sprawie efektywności energetycznej.

Powodem wszczęcia postępowania przez Komisję są obawy, że planowane wsparcie może nie być zgodne z przepisami UE dotyczącymi pomocy państwa, ze względu na niespełnianie powyższych przesłanek. Zgłoszone przez Polskę wsparcie publiczne według Komisji może wspierać nieefektywne systemy ciepłownicze zasilane ciepłem z kotłów głównie opalanych węglem. Nie rozwiązałoby to zatem wskazywanego przez KE problemu.

Otwarcie postępowania daje Polsce i zainteresowanym stronom trzecim możliwość przedstawienia uwag. Nie przesądza to jednak o wyniku dochodzenia.

Więcej informacji znaleźć można pod numerami spraw SA.51987, SA.52084, SA.52238, SA.54236 i SA.55273 w rejestrze pomocy państwa na stronie internetowej Komisji poświęconej konkurencji.

Fot. Pixabay
Źródło: KE

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

FARMY WIATROWE NA BAŁTYKU JUŻ ZA 5 LAT

Polskie farmy wiatrowe na Bałtyku są jeszcze w fazie projektów i według rządowych planów zaczną wytwarzać energię około 2025 roku.

Morska energetyka wiatrowa w Europie szybko się rozwija – farmy wiatrowe ma już 11 państw, a w zeszłym roku moc zainstalowana na morzu zwiększyła się o 2,65 GW. Budowane obecnie turbiny są coraz większe i efektywniejsze. Polska jest wciąż daleko w tyle za krajami takimi jak Wielka Brytania czy Niemcy – polskie farmy wiatrowe na Bałtyku są jeszcze w fazie projektów i według rządowych planów zaczną wytwarzać energię bliżej 2025 roku. Ich produkcja może być jednak ogromną szansą dla polskiego przemysłu, m.in. hutniczego i stoczniowego.

– Morska energetyka wiatrowa w Polsce to zdecydowanie przyszłość. Europa Zachodnia już od dłuższego czasu ma w tym zakresie bardzo duże osiągnięcia. Łączna moc zainstalowana na morzach europejskich sięga rzędu 20–30 GW. My jesteśmy na samym początku, jeszcze nie mamy nic, ale są już plany rządowe. Myślę, że za około 4–5 lat będziemy mieć pierwszą megawatogodzinę dostarczaną z morza – mówi agencji informacyjnej Newseria Biznes Andrzej Czech, prezes zarządu Energomontaż-Północ Gdynia SA.

Morska energetyka wiatrowa to jeden z najszybciej rozwijających się sektorów OZE w Europie. Morskie farmy wiatrowe ma obecnie 11 europejskich państw. Jak wynika ze statystyk WindEurope, w ubiegłym roku w całej Europie moc elektrowni wiatrowych offshore wzrosła o 2,65 GW. Prym wiedzie Wielka Brytania, która w zeszłym roku zainstalowała na morzu ponad 1,3 tys. nowych wiatraków i łącznie ma w tej chwili ponad 8 GW mocy zainstalowanych, a do 2030 roku planuje już osiągnąć poziom 30 GW. Zaraz za Brytyjczykami plasują się z kolei Niemcy, Dania, Belgia i Holandia.

Polskie farmy wiatrowe na Bałtyku są jeszcze w fazie projektów. Zaczną produkować energię około 2025 roku. Natomiast do 2040 roku planowane jest już oddanie do eksploatacji ponad 10 GW mocy zainstalowanej w Polskiej Wyłącznej Strefie Ekonomicznej na Bałtyku („Polityka energetyczna Polski do 2040 roku”).

– Widzimy, jak dynamicznie rozwija się ten sektor, zamówienia cały czas rosną. W tej chwili realizujemy na przykład zamówienie na platformy zewnętrzne dla firmy Smulders. Zamawia głównie Europa, ale nie tylko, spory rozwój obserwujemy też na Tajwanie, w Stanach Zjednoczonych czy w Singapurze – mówi Andrzej Czech.

Jak podkreśla, pod względem liczby zamówień poprzednie dwa lata na rynku europejskim były dla spółki słabsze. Natomiast teraz widać dynamiczny wzrost w skali kilkunastu procent rok do roku. Zamówienia płyną do spółki głównie z państw, w których sektor offshore jest najbardziej rozwinięty, czyli z Wielkiej Brytanii, Danii, Niemiec, Holandii i Belgii.

– W tej chwili do gry wchodzi także Francja, aczkolwiek jeszcze za dużo tych francuskich zleceń nie ma. Rynek francuski jest zbliżony do hiszpańskiego i to głównie oni go obsługują, ale myślę, że przy dużym rozwoju tamtejszej branży i z tamtych rejonów powinniśmy dostawać zamówienia. Szczęśliwie program morskiej energetyki wiatrowej został wpisany w polski miks energetyczny, co napawa dużym optymizmem. Będzie praca dla całego naszego przemysłu na lata – mówi Andrzej Czech.

Produkcja morskich farm wiatrowych może stać się jednym z motorów polskiej gospodarki. Według szacunków McKinsey & Company budowa 6 GW na Bałtyku stworzy 77 tys. nowych miejsc pracy, wygeneruje ok. 60 mld zł wartości dodanej do PKB i 15 mld zł wpływów z tytułu podatków CIT i VAT („Rozwój morskiej energetyki wiatrowej w Polsce. Perspektywy i ocena wpływu na lokalną gospodarkę”). Z rozwoju sektora offshore skorzystają m.in. porty – w tym te mniejsze, jak Ustka czy Władysławowo – w których będą operować statki serwisujące farmy wiatrowe.

Jak wynika z raportu „Przyszłość morskiej energetyki wiatrowej w Polsce 2019” opracowanego przez PSEW, typowa, pojedyncza wieża to 300–400 ton stali, a jej konstrukcja wsporcza to kolejne 750–1200 ton. Do budowy morskich farm o mocy 6 GW potrzebne będzie więc około 1 mln ton stali, co stanowi ogromną szansę dla polskiego przemysłu hutniczego i stoczniowego.

– My, jako polski przemysł, robimy głównie fundamenty oraz wieże i to jest stal S355, czyli dosyć standardowa stal o podwyższonej wytrzymałości. Natomiast patrząc szerzej na cały przemysł związany z wiatrówką, tu mamy wszystkie, w tym trudniejsze i bardziej wytrzymałe gatunki stali jak 420, 460 czy nawet trudniejszą w spawaniu 690, które służą głównie do urządzeń pomocniczych. Technologie mamy oczywiście nasze własne, my potrafimy to robić, jesteśmy przygotowani – podkreśla Andrzej Czech, prezes zarządu Energomontaż-Północ Gdynia SA.

Jak wynika z raportu PSEW, produkcja farm wiatrowych i fundamentów to dwa główne elementy łańcucha dostaw dla morskiej energetyki wiatrowej. Ten łańcuch obejmuje m.in. produkcję elementów samych wiatraków, jak łopaty, systemy kontroli kąta natarcia, generatory, przekładnie, systemy odbioru mocy. Niezbędne są stalowe struktury wież, konstrukcje wsporcze, osprzęt elektryczny.

W tej chwili na polskim rynku jest ok. 140 przedsiębiorstw, które mogą się włączyć w procesy przygotowania, budowy i eksploatacji farm wiatrowych na Bałtyku – pokazują szacunki PSEW. Część z nich to wyspecjalizowane podmioty działające w branży offshore od lat, uznane na europejskim rynku i korzystające z autorskich technologii.

– Prowadzimy prace badawczo-rozwojowe, mamy około 600 własnych procedur spawania różnego rodzaju stali – zaznacza Andrzej Czech.

Jak podkreśla, budowane obecnie turbiny są coraz większe i w efekcie coraz efektywniejsze. PSEW zwraca uwagę na to, że obecnie najwyższa moc turbiny na morzu to 9,5 MW, ale konstrukcje będące w fazie planowania mają osiągać moc nawet 12 MW. Większa efektywność turbin pociąga za sobą spadek kosztów na budowę farm wiatrowych, dzięki czemu są coraz tańsze i coraz bardziej konkurencyjne.

– Wielkość jest chyba takim podstawowym trendem, cały czas idziemy w górę. Pamiętam jeszcze energetykę morską na turbinach o mocy 3 MW, w tej chwili na bieżąco instalowane jest 6,5–7 MW, a do produkcji wchodzą już turbiny 9,5 MW. Testowane są z kolei modele przemysłowe 12 MW. To wszystko rośnie, jest robione z coraz większych arkuszy, z coraz grubszych blach – mówi Andrzej Czech.

Źródło: Wikipedia/Oresund

Fot. Pixabay

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