Home Archive by category Lewy slider

Lewy slider

WZORCOWA ELEKTROCIEPŁOWNIA OZE POWSTANIE W SOKOŁOWIE PODLASKIM

W efekcie przedsięwzięcia organizowanego przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju, z wykorzystaniem Funduszy Europejskich, w Sokołowie Podlaskim powstanie pionierska elektrociepłownia. Dzięki połączeniu technologii biogazu oraz pomp ciepła udział OZE w produkowanej energii przekroczy 95%. Nowa technologia to prawdziwa szansa na uniezależnienie od paliw kopalnych, których ceny szybują w związku z agresją Rosji na Ukrainę. Ekologiczne, bezpieczne, a przy tym racjonalne ekonomicznie rozwiązanie energetyczne opracowuje konsorcjum, którego liderem jest ECN Spółka Akcyjna.

Projektowana instalacja już w przyszłym roku stanie się aktywnym elementem lokalnego systemu elektroenergetycznego. Elektrociepłownia będzie produkować i sprzedawać energię elektryczną, gdy jej cena rynkowa jest najwyższa, czyli wtedy gdy energii najbardziej brakuje. Swobodne dysponowanie energią elektryczną będzie możliwe m.in. dzięki magazynowaniu wytwarzanego biogazu. W ten sposób wreszcie przełamane zostaną bariery skutecznego zastosowania źródeł odnawialnych w ciepłownictwie i energetyce. Nowatorski system będzie pracował z wykorzystaniem odnawialnych źródeł energii na poziomie bliskim 100% i dostarczał ciepło mieszkańcom w cenie porównywalnej do tradycyjnych systemów wykorzystujących paliwa kopalne. W procesie nie zastosowano spalania biomasy ze względu na obciążenie środowiskowe.

Projekt „Bezpieczna i Czysta Energia dla Sokołowa” znalazł się na szczycie listy rankingowej pierwszego etapu przedsięwzięcia „Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym”, realizowanego przez NCBR w ramach Programu Inteligentny Rozwój, ze środków Funduszy Europejskich.

Poziom rywalizacji był wysoki. Pozytywną ocenę uzyskało łącznie 10 zgłoszonych projektów:

  • „Bezpieczna i Czysta Energia dla Sokołowa” – autorstwa konsorcjum: ECN Spółka Akcyjna, ENERGOTECHNIKA sp. z o.o., Instytut Certyfikacji Emisji Budynków sp. z o.o., Biogas East sp. z o.o., Przedsiębiorstwo Usług Inżynieryjno-Komunalnych Spółka z o.o.;
  • „Elektrociepłownia Przyszłości – PEC w Końskich” – autorstwa konsorcjum: Atende Industries sp. z o.o., Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej w Końskich, Biuro Studiów, Projektów i Realizacji ,,ENERGOPROJEKT-KATOWICE” S.A.;
  • „Słoneczno-Wodorowa Lokalna Elektrociepłownia Krajowa” – autorstwa konsorcjum: PGNiG Termika Energetyka Rozproszona sp. z o.o., Politechnika Wrocławska, PGNiG TERMIKA S.A.;
  • „Elektrociepłownia Biogazowa Euros Energy EHC Plant” – autorstwa Euros Energy sp. z o.o.;
  • „Elektrociepłownia z ogniwami SOFC zasilana wodorem” – autorstwa konsorcjum: Centrum Badawczo-Rozwojowe im. M. Faradaya sp. z o.o., Instytut Energetyki – Instytut Badawczy, ENERGA Ciepło Ostrołęka sp. z o.o.;
  • „Zielony Kogenerator Miejski” – autorstwa konsorcjum: Rafako Innovation sp. z o.o., EC BREC Instytut Energetyki Odnawialnej sp. z o.o.;
  • „Kogeneracyjny układ wodorowy wspomagany magazynem ciepła” – autorstwa konsorcjum Enea Ciepło sp. z o.o., Zakłady Pomiarowo-Badawcze Energetyki „ENERGOPOMIAR” sp. z o.o.;
  • „Elektrociepłownia w lokalnym klastrze energetycznym – Euros Energy EHC Plant” – autorstwa Euros Energy sp. z o.o.;
  • „Zielone Elektrociepłownie” – autorstwa konsorcjum: Kancelaria Doradztwa Rynku Energii Daniel Raczkiewicz, Agrikomp Polska sp. z o.o., Zielona Energia Michałowo sp. z o.o., Zielone Elektrociepłownie sp. z o.o.;
  • „Innowacyjny zeroemisyjny system elektrociepłowni bazującej na odnawialnych źródłach energii i technologiach wodorowych” – autorstwa konsorcjum: Politechnika Krakowska im. Tadeusza Kościuszki; Instytut Badań Stosowanych Politechniki Warszawskiej sp. z o.o., F.H.U. Urządzenia Chłodnicze Marek Czamara.

– Poprzez przedsięwzięcie „Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym” udowadniamy, że można w polskich realiach wdrożyć system elektrociepłowniczy, który będzie dostarczał odbiorcom ciepło i energię elektryczną, pozyskane co najmniej w 80% ze źródeł odnawialnych. Już pierwsze wyniki prac badawczych, które otrzymaliśmy, pokazują, że udział OZE może wynosić blisko 100%. Wierzę, że to będzie złoty standard dla średniej wielkości systemów ciepłowniczych w naszym kraju – mówi dr Remigiusz Kopoczek, p.o. dyrektor Narodowego Centrum Badań i Rozwoju.

Rezultaty przeprowadzonych przez wykonawców prac badawczo-rozwojowych przesądziły o tym, że prototypowa nowatorska elektrociepłownia zasilana OZE powstanie w Sokołowie Podlaskim. To miasto nad Cetynią, położone we wschodniej części województwa mazowieckiego, liczy około 20 tys. mieszkańców, z czego połowę stanowią odbiorcy ciepła systemowego. I właśnie naprzeciw ich potrzebom wychodzi projekt „Bezpieczna i Czysta Energia dla Sokołowa”, opracowany w ramach przedsięwzięcia „Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym”. Zbudowany w jego efekcie inteligentny system elektrociepłowniczy, bazujący na modelu gospodarki obiegu zamkniętego, już w pierwszej fazie eksploatacji będzie obejmował aż 40% ciepła systemowego (ogrzewanie mieszkań i innych powierzchni użytkowych w mieście oraz dostarczanie ciepłej wody użytkowej), a docelowo – całość tego systemu w Sokołowie Podlaskim.

– Liczymy na to, że wyłoniona koncepcja przyczyni się do podniesienia bezpieczeństwa energetycznego lokalnej społeczności, ograniczy wpływ nienotowanych od lat podwyżek cen nośników energii na koszty usług komunalnych, wzmocni komfort życia mieszkańców i przysłuży się środowisku. Ale widzimy także szansę na to, że projektowana elektrociepłownia stworzy praktyczną, realną alternatywę dla małej i średniej wielkości systemów ciepłowniczych (do 50 MW) eksploatowanych w setkach polskich miast i przedsiębiorstw. Nie zdziwiłbym się, gdyby z uwagi na innowacyjność technologiczną zastosowanych rozwiązań, projekt zyskał zainteresowanie także za granicą i stał się naszym ambasadorem Europejskiego Zielonego Ładu – zauważa dyrektor Remigiusz Kopoczek.

Silniki kogeneracyjne, pompy ciepła i kocioł biogazowy

Sokołowska elektrociepłownia, zgodnie z założeniami przedsięwzięcia, stanie się aktywnym elementem lokalnego systemu elektroenergetycznego, stabilizując pracę jednostek, które produkują energię z odnawialnych źródeł i borykają się z dobowym oraz sezonowym niedopasowaniem podaży i popytu.

Wydzielona miejska sieć ciepłownicza będzie zasilana energią wytworzoną w układzie silników kogeneracyjnych (CHP), pomp ciepła i kotła biogazowego, gdzie paliwem będzie biometan pochodzenia rolniczego, a w przyszłości również wytwarzany z odpadów przemysłowych i komunalnych. Miejska sieć ciepłownicza będzie dostarczać ciepło o parametrach na poziomie 80/60 stopni Celsjusza, natomiast w przyszłości parametry można będzie obniżyć do poziomu 70/50 stopni Celsjusza, co przyczyni się do zmniejszenia strat w sieci ciepłowniczej.

Układ kogeneracyjny, zasilany biometanem, będzie wytwarzał energię elektryczną i ciepło ze zmagazynowanej „zielonej” energii. Harmonogram jego pracy zależał będzie nie tylko od bieżących potrzeb elektrociepłowni, ale również od rynkowego zapotrzebowania na energię elektryczną, tzn. od  bieżącej ceny sprzedaży/zakupu. Zarządzanie pracą modułu kogeneracyjnego będzie możliwe dzięki magazynowaniu wytwarzanego biogazu, inteligentnemu sterowaniu pracą pomp ciepła typu powietrze/woda.

Opracowany system będzie przygotowany do zasilania wodorem i do wytwarzania sprężonego biometanu (bioCNG), którym będzie można zasilać miejskie autobusy oraz maszyny rolnicze. Docelowo lokalny system energetyczny będzie integrował infrastrukturę elektryczną o łącznej mocy około 10 megawatów, w tym: elektrownie wiatrowe, farmy fotowoltaiczne i zasilane biometanem kogeneratory.

Nasze małe „smart city”

Sokołowski projekt bierze swoje początki ze współpracy grupy partnerów pod przewodnictwem samorządu miejskiego. W 2017 roku z inicjatywy władz miasta został utworzony Lokalny Klaster Energii „Bezpieczna i Czysta Energia dla Sokołowa”. W trakcie jego działalności zawiązał się zespół ekspertów, a następnie konsorcjum, którego liderem jest ECN S.A. – integrator inteligentnych systemów energetycznych. W skład konsorcjum, które zgłosiło projekt do Narodowego Centrum Badań i Rozwoju, wchodzą także: ENERGOTECHNIKA sp. z o.o. – przedsiębiorstwo specjalizujące się w projektowaniu i budowie centrów energetycznych zakładów przemysłowych oraz układów ciepłowniczych i kogeneracyjnych; Przedsiębiorstwo Usług Inżynieryjno-Komunalnych Sp. z o.o. w Sokołowie Podlaskim – komunalne przedsiębiorstwo ciepłownicze, prowadzące jednocześnie gospodarkę wodno-ściekową i odpadami komunalnymi na terenie miasta; Biogas East sp. z o.o. – biogazownia rolnicza oraz Instytut Certyfikacji Emisji Budynków sp. z o.o. – firma specjalizująca się w opracowaniu koncepcji multisystemów energetycznych, dynamicznych obliczeniach symulacyjnych oraz ocenie sposobów ogrzewania budynków w kontekście walki ze smogiem i globalnym ociepleniem, w oparciu o własny niezależny system oceny, certyfikacji i znakowania.

– Udział w przedsięwzięciu ogłoszonym przez NCBR to naturalna konsekwencja wynikająca zarówno ze strategii Lokalnego Klastra Energii „Bezpieczna i Czysta Energia dla Sokołowa”, jak i celów przyświecających konsorcjum powołanemu przez członków klastra. Chcemy nie tylko rozwiązywać lokalne problemy oraz wspierać przedsiębiorców i samorządy powiatu sokołowskiego w zaplanowaniu i przeprowadzeniu sprawiedliwej transformacji energetycznej, ale także tworzyć rozwiązania referencyjne inteligentnych systemów energetycznych dla miast średniej wielkości – mówi Maciej Wąż, prezes zarządu ECN S.A. – Uważamy, że idea „smart city” nie jest zarezerwowana wyłącznie dla dużych miast, a wspierająca strategię rozwoju energetyki koncepcja 3D (digitalizacja, dekarbonizacja, decentralizacja) powinna być realizowana przede wszystkim w miastach powiatowych małej i średniej wielkości. Działanie NCBR mające na celu opracowanie wzorcowej instalacji elektrociepłowni, która sprawdzi się w konkretnym lokalnym systemie energetycznym, stanowi naturalny fundament dla naszej wspólnej strategii – dodaje.

Blisko 100% OZE i integracja systemów

Twórcy nowatorskiej koncepcji mają ambicję, aby przygotowywane rozwiązania służyły poprawie bezpieczeństwa i autonomii energetycznej miasta oraz powiatu Sokołów Podlaski, przy zagwarantowaniu społecznie akceptowalnych cen usług komunalnych.

– Dzięki budowie nowej infrastruktury, wdrożeniu technologii do produkcji i magazynowaniu energii w postaci biogazu, a następnie jego uzdatnianiu do formy czystego biometanu i przesłaniu do prototypowej elektrociepłowni, nasz projekt będzie gwarantem bezpieczeństwa, gwarantem stabilnej produkcji ciepła i energii elektrycznej zakwalifikowanych do OZE – uważa prezes Maciej Wąż.

Jak tłumaczy, w połączeniu z inteligentnym zarządzaniem pracą systemu generatora, kotła z palnikiem biometanowym oraz pomp ciepła, możliwe jest uzyskaniu miksu wytwarzanej energii z blisko 100% udziałem OZE, przy jednoczesnym zachowaniu wysokiej sprawności wytwarzania, magazynowania, przetwarzania i transportu energii.

Na tle innych koncepcji, projekt dla Sokołowa Podlaskiego w szczególny sposób wyróżnia bazująca na pracy sztucznej inteligencji integracja wielu geograficznie rozproszonych elementów technologii OZE, a zwłaszcza budowa pełnej ścieżki technologii biometanowej, obejmującej wytwarzanie biogazu, jego magazynowanie, uszlachetnianie oraz transport z terenów rolniczych do miasta, w którym jest wykorzystywany do produkcji ciepła i energii elektrycznej (a być może w przyszłości także do produkcji chłodu i paliwa dla ekologicznego transportu publicznego).

Jednocześnie podjęta inicjatywa wpisuje się w szerszą strategię klastra, która zakłada dążenie do budowy samobilansującego się obszaru energetycznego, osiągnięcie przez miejscowy zakład energetyki ciepłowniczej statusu przedsiębiorstwa efektywnego energetycznie, a także wdrożenie nowoczesnych usług energetycznych dla gospodarstw domowych i przedsiębiorstw. Te usługi to np. uruchomienie ekologicznego transportu publicznego, wsparcie rozwoju elektromobilności indywidualnej, prosumentów indywidualnych i instytucjonalnych, budowa systemowego ciepła hybrydowego, czy rozwój inteligentnego opomiarowania. Wszystko to współgra ze wzmacnianiem nowoczesnych kompetencji energetycznych.

Rozbudzić entuzjazm dla zielonych rozwiązań

Członkowie konsorcjum są przekonani, że to, co najtrudniejsze w projekcie, właściwie już zrobili. Prace przygotowawcze, trwające od kilku lat, koncentrowały się na scalaniu lokalnej społeczności energetycznej posiadającej wspólną wizję działania, oraz budowie zespołu wykonawczego, który cechują śmiałe plany i zdolność do ich realizacji. – Pozyskaliśmy dla naszej inicjatywy wielu partnerów, którzy bezpośrednio lub pośrednio będą zaangażowani w projekt. Należą do nich nie tylko trzy samorządy: Miasto Sokołów Podlaski, Gmina Sokołów Podlaski i Starostwo Powiatowe w Sokołowie Podlaskim, ale także lokalni przedsiębiorcy, instytucje i osoby prywatne dzielące i wspierające naszą wizję – wylicza prezes Wąż.

Ważnym wydarzeniem symbolicznym dla zespołu projektowego i lokalnej społeczności będzie uroczyste wmurowanie kamienia węgielnego pod budowę elektrociepłowni. Zanim to nastąpi, trzeba m.in. zakończyć fazę procedur formalnych i opracować dokumentację projektową. Wtedy prace budowlane będą mogły ruszyć pełną parą.

Elektrociepłownia, która powstanie w Sokołowie Podlaskim, będzie nie tylko ekologicznym, bezpiecznym i racjonalnym ekonomicznie rozwiązaniem energetycznym, bazującym m.in. na biometanie i pompach ciepła, likwidującym niską emisję zanieczyszczeń do powietrza oraz emisję gazów cieplarnianych. To także wzorcowe przedsięwzięcie wpisujące się w model gospodarki obiegu zamkniętego.

– W naszej ocenie właśnie te elementy są wyznacznikami, które w przyszłości definiować będą elektrociepłownie, i to nie tylko w Polsce, ale też w innych państwach centralnej Europy. Będziemy dążyć do tego, aby we współpracy z NCBR nasza koncepcja – łącząca możliwości, potrzeby i interesy lokalnych przedsiębiorców, samorządów, konsumentów i prosumentów – była szeroko promowana – zapowiada prezes Maciej Wąż.

W tym celu konsorcjanci zamierzają m.in. wspierać lokalne władze samorządowe w powiecie Sokołów Podlaski w uruchomieniu centrum edukacyjnego. Będzie ono szkoliło „elektrociepłowników przyszłości” i stanie się narzędziem dla transferu opracowanej koncepcji do innych lokalizacji.

– Niezależnie od tego planujemy dalszy rozwój naszej koncepcji, zarówno w obszarze ciepła, elektryczności, jak i transportu. Postępami naszych prac będziemy się dzielić z innymi zainteresowanymi rozwojem tej koncepcji. Uważamy, że nasza inicjatywa może stać się swoistym „open source” dla powiatowego ciepłownictwa, w którym kolejni partnerzy z jednej strony czerpią z istniejących już zasobów, rozwiązań i koncepcji, a z drugiej strony wnoszą nowe idee i rozwiązania, tworząc coraz większą wartość przedsięwzięcia – puentuje prezes ECN S.A.

Inspiracja strategią Europejskiego Zielonego Ładu

Przedsięwzięcie „Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym” jest tylko jedną z inicjatyw Narodowego Centrum Badań i Rozwoju wspierających realizację strategii Europejskiego Zielonego Ładu (European Green Deal). W ramach tej transformacji, dzięki zaangażowaniu środków z Funduszy Europejskich, w ramach Programu Inteligentny Rozwój, Centrum realizuje również przedsięwzięcia: „Ciepłownia Przyszłości, czyli system ciepłowniczy z OZE”, „Budownictwo efektywne energetycznie i procesowo”, „Oczyszczalnia przyszłości”, „Innowacyjna biogazownia”, „Magazynowanie energii elektrycznej”, „Magazynowanie 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

NIEMIECKI „PAKIET LETNI” I REORGANIZACJA SEKTORA CIEPŁOWNICZEGO

Niemcy będą dążyć do uniezależnienia się od rosyjskiego gazu poprzez nową strategię ciepłowniczą, koncentrującą się na rozwiązaniach sieciowych i nakazie wprowadzenia obowiązku stosowania pomp ciepła od 2024 roku.

Traktat koalicyjny uzgodniony przez nowy rząd Niemiec w grudniu 2021 roku zawierał faktyczny zakaz budowy nowych instalacji grzewczych na paliwa kopalne od 2025 roku.

Termin ten jest obecnie przesuwany z powodu wojny Rosji na Ukrainie, która przyspieszyła niemieckie plany stopniowego wycofywania gazu.

Robert Habeck, wicekanclerz i minister gospodarki i klimatu, przedstawił już swój “pakiet wielkanocny”, mający na celu reorganizację niemieckiego sektora elektroenergetycznego. Teraz, pod koniec maja lub na początku czerwca, zostanie przedstawiony “pakiet letni”, skoncentrowany na ciepłownictwie.

Doradca Habecka, sekretarz stanu Patrick Graichen, powiedział, że pakiet będzie podzielony na kilka części. “W gruncie rzeczy będą to prawdopodobnie trzy elementy” – powiedział dziennikarzom.

W tym miesiącu dopracowywane będą najdrobniejsze szczegóły reorganizacji polityki, ale podstawowe elementy są już jasne.

Kluczowe środki obejmują zakaz stosowania nowych systemów ogrzewania opartych na paliwach kopalnych oraz nowe zasady dotyczące ogrzewania miast, wsparte “bardzo pomocnymi środkami”, aby każdy, kto chce zainstalować pompę ciepła, mógł liczyć na wsparcie rządu – powiedział Graichen.

Obowiązkowe pompy ciepła

Nowy niemiecki rząd zaskoczył obserwatorów już w grudniu, gdy ogłosił ambicję wprowadzenia zakazu stosowania wszystkich nowych systemów grzewczych opartych na paliwach kopalnych już w styczniu 2025 roku.

W związku z wojną Rosji na Ukrainie i trwającym kryzysem cen paliw kopalnych, rząd postanowił przyspieszyć tę datę i wprowadzić pompy ciepła – najbardziej energooszczędną technologię – jako obowiązkowy standard rynkowy już od stycznia 2024 roku.

“Tworzymy ramy dla właścicieli nieruchomości do wymiany systemów grzewczych, które mają więcej niż 20 lat i zoptymalizujemy w tym celu program wymiany kotłów gazowych w ramach Federalnego Programu Efektywnych Budynków (BEG)” – czytamy w marcowym oświadczeniu koalicyjnej komisji ds. rozwiązywania problemów.

“W tym celu rozpoczniemy szeroko zakrojoną kampanię na rzecz pomp ciepła w przemyśle, handlu i gospodarstwach domowych” – dodano.

Punktem zapalnym dla tych zmian będzie wymiana systemu grzewczego. “W Niemczech co roku wymienia się średnio 800 tys. grzejników” – powiedział Graichen pod koniec kwietnia.

“Będziemy mieli obowiązek, aby każdy nowy system grzewczy był w 65% oparty na odnawialnych źródłach energii” – dodał, odnosząc się do decyzji rządu o zakazie instalacji systemów grzewczych opartych na paliwach kopalnych.

“Oznacza to, że nie będzie można zainstalować ogrzewania gazowego lub olejowego, ponieważ nie ma gazu pochodzącego w 65% ze źródeł odnawialnych”.

Nowy mandat będzie jednak trudny do wdrożenia i oczekuje się, że spowoduje ogromne obciążenie dostawców i instalatorów pomp ciepła.

Potencjalnym rozwiązaniem będą tak zwane hybrydowe pompy ciepła, które w razie potrzeby mogą być zasilane paliwami kopalnymi.

“Aby tak się stało, ramy prawne muszą być ukierunkowane na optymalne wdrożenie w praktyce” – wyjaśnia Kai Lobo, szef działu spraw publicznych w Niemczech w firmie Viessman, produkującej systemy grzewcze. “Oznacza to na przykład uwzględnienie rozwiązań hybrydowych (pompa ciepła kombi + kocioł gazowy), które mogą zmniejszyć zużycie energii z paliw kopalnych nawet o 80-90%” – wyjaśnia.

W kwietniowym dokumencie przedstawiającym stanowisko, niemieckie stowarzyszenie innowatorów rynku energii (BNE), posunęło się tak daleko, że wezwało do wprowadzenia obowiązku stosowania (hybrydowych) pomp ciepła już w 2023 roku.

Niektórzy eksperci uważają jednak, że nagły romans Niemiec z pompami ciepła jest przesadzony.

Lamia Messari-Becker, profesor technologii budowlanych i fizyki budowli na Uniwersytecie w Siegen, była członkini Niemieckiej Rady Doradczej ds. Środowiska (2016-2020), stwierdziła: “W szerokiej gamie rozwiązań wiele osób ma szansę uczestniczyć w ochronie klimatu.

“Silny nacisk na pompy ciepła jest po prostu wątpliwy” – dodała, ostrzegając przed brakiem możliwości instalacyjnych na rynku, na którym 70% systemów grzewczych jest zasilanych gazem lub olejem, a tylko 2,6% to pompy ciepła.

Jednak dla stowarzyszenia producentów pomp ciepła napięty harmonogram jest wykonalny.

Wprowadzenie obowiązku stosowania pomp ciepła od 2024 r. “jest bardzo ambitne, ale wykonalne” – powiedział Thomas Nowak, sekretarz generalny Europejskiego Stowarzyszenia Pomp Ciepła.

Jego zdaniem, aby osiągnąć ten cel, Niemcy muszą w ciągu najbliższych 18 miesięcy zmienić swoje przepisy, zapewnić doradztwo i wsparcie finansowe, a także bezprecedensowe środki w zakresie podnoszenia kwalifikacji instalatorów.

“Należy podkreślić, że dysponujemy wszystkimi technologiami umożliwiającymi dekarbonizację ogrzewania. Aby stały się one dominującym wyborem, potrzebne są innowacje w zakresie polityki i procesów!” – powiedział.

Rewizja polityki ciepłowniczej

Druga część przygotowanej przez Habecka rewizji polityki ciepłowniczej będzie dotyczyć sposobu ogrzewania miast. Ponieważ miasta są znacznie gęściej zaludnione niż obszary wiejskie, indywidualne rozwiązania grzewcze stają się mniej atrakcyjne niż to, co w traktacie koalicyjnym określane jest mianem “rozwiązań sieciowych”.

W tym celu rząd niemiecki “niejako zobowiąże każdą gminę do stworzenia sieci ciepłowniczej w swoich miastach, a następnie zaopatrywania w nią domów wielopiętrowych” – wyjaśnia Graichen.

Podejście to, wzorowane na Skandynawii i niektórych wschodnich krajach UE, zostało przyjęte z zadowoleniem przez Messari-Beckera, który od lat forsuje rozwiązania sieciowe. “Teraz trzeba to wdrożyć” – dodała, z zadowoleniem przyjmując także inne inicjatywy zawarte w traktacie koalicyjnym, takie jak karta zasobów, ścieżki renowacji i plany ogrzewania sieciowego.

Podobnie niemiecki think-tank energetyczny DENA twierdzi, że takie podejście do zaopatrywania budynków w ciepło oferuje wiele korzyści w porównaniu ze zdecentralizowaną strukturą zaopatrzenia.

“Podejście z infrastrukturą dostaw energii elektrycznej i ciepła zoptymalizowaną pod kątem danej dzielnicy oferuje wyraźne korzyści, zwłaszcza w odniesieniu do konkretnych kosztów energii i stopnia samowystarczalności” – wyjaśnia Nicole Pillen, dyrektor ds. transformacji energetycznej miast w DENA.

Finansowanie dla wszystkich

Dwutorowe podejście rządu niemieckiego do polityki grzewczej będzie prawdopodobnie wsparte hojnym systemem dotacji. “Trzecim elementem [pakietu letniego] będzie finansowanie” – powiedział Graichen.

Graichen podsumował, że dzięki połączeniu obowiązkowego przejścia z ogrzewania opartego na paliwach kopalnych na pompy ciepła i struktury wsparcia finansowego skróci się czas potrzebny na zmianę.

Biorąc pod uwagę, że w Niemczech jest 15 milionów kotłów gazowych, koalicja rządząca ma sporo na głowie.

Źródło: Euractiv

W ELBLĄGU PRACUJE JUŻ NOWE ŹRÓDŁO ENERGI

Sześć miesięcy przed terminem uzgodnionym z miejskim dystrybutorem ciepła zakończył się istotny etap programu inwestycyjnego, prowadzonego w Elblągu przez Energę Kogenerację (EKO), spółkę córkę Energi z Grupy ORLEN. Kotłownia rezerwowo-szczytowa (KRS) o mocy cieplnej 114 MWt została z końcem kwietnia 2022 roku oddana do eksploatacji. Pozwala to na zabezpieczenie dostaw ciepła dla mieszkańców Elbląga przy jednoczesnym zmniejszeniu wpływu Elektrociepłowni Elbląg na środowisko i stan powietrza w mieście.

Nowe kotły cechuje wysoka wydajność i elastyczność. W nowym układzie zastosowano najwyższej jakości materiały izolacyjne, co pozwala osiągnąć najwyższą możliwą efektywność energetyczną procesu produkcji ciepła. W przyszłości urządzenia będą mogły być zasilane nie tylko sieciowym gazem ziemnym, ale także np. biometanem.

Szacuje się, że KRS w ciągu roku może dostarczać do miejskiego systemu ciepłowniczego (m.s.c.) w Elblągu ok. 650 tys. GJ ciepła. System ciepłowniczy będzie nadal zasilany przez podstawowe źródło, czyli blok biomasowy BB20p, który w ciągu roku dostarczy ok. 880 tys. GJ.

Transformacja elbląskiego ciepłownictwa

Modernizacja aktywów ciepłowniczych w Elblągu jest następstwem unijnych regulacji. Dyrektywa IED z 24 listopada 2010 roku wprowadziła wysokie normy emisyjne dla obiektów wytwórczych. Elektrociepłownia Elbląg korzystała z zawartej w tym dokumencie derogacji, która pozwalała pracować tamtejszym kotłom węglowym do końca czerwca 2020 roku. Dwa z nich zostały już w 2020 roku wyłączone z eksploatacji. Trzeci po redukcji mocy cieplnej poniżej 50 MWt objęty został odmiennymi przepisami, więc w obecnej konfiguracji może pozostać w rezerwie do końca 2024 roku.

Ostatnim elementem programu inwestycyjnego w Elektrociepłowni Elbląg jest budowa układu trzech silników gazowych o mocy cieplnej 10 MW każdy. Dla tego zadania został już wyłoniony wykonawca projektu budowlanego – firma ENERGOPOMIAR Gliwice. Opracowano także analizę techniczno-ekonomiczną w zakresie lokalizacji na terenie EC układu kogeneracyjnego. Planowane rozpoczęcie eksploatacji kogeneracyjnego układu silników gazowych przewidziane jest na koniec 2025 roku.

W związku z tym z końcem 2025 roku produkcja energii elektrycznej oraz ciepła w elbląskim zakładzie Energi Kogeneracji – który zapewnia ok. 80% zapotrzebowania na ciepło w m. s. c. – odbywać się będzie przy wykorzystaniu niskoemisyjnego miksu paliwowego, na który składać się będą wyłącznie gaz ziemny oraz biomasa.

Źródło: Energa

ROZWÓJ SEKTORA CIEPŁOWNICZEGO ZAPEWNI POPRAWĘ JAKOŚCI POWIETRZA

Ze względu na obecną sytuację geopolityczną, wszystkie tematy związane z energią należy rozpatrywać również w kontekście wojny na Ukrainie. Unia Europejska, jako wspólnota oparta na zdrowych zasadach etycznych, powinna zwracać szczególną uwagę na wartości moralne. Dlatego też kierunki polityki energetycznej, zwłaszcza w zakresie nośników i źródeł energii, powinny być wyznaczane w sposób wysoce odpowiedzialny. Niech zróżnicowany miks energetyczny i szeroki wachlarz kierunków dostaw energii będzie naszą bronią, nowym symbolem rozpoznawczym UE.

Jakość powietrza – jedno z głównych wyzwań

W debatach publicznych często słyszy się, że za smog i złą jakość powietrza odpowiadają elektrownie. Należy jednak podkreślić, że jest to stwierdzenie nieprawdziwe. Od kilkunastu lat sektor energetyczny przechodzi transformację, której motorem jest ochrona środowiska i klimatu oraz troska o zdrowie ludzi.

Polskie grupy energetyczne podejmują liczne inicjatywy mające na celu zapobieganie i ograniczanie negatywnego wpływu sektora na środowisko naturalne. Przyniosło to wymierne efekty. W ciągu ostatniej dekady Polska nie tylko znacząco ograniczyła emisje, ale także zwiększyła produkcję energii ze źródeł odnawialnych. Co więcej, Polska przekroczyła cel wyznaczony na rok 2020 w zakresie udziału energii odnawialnej. Dowodzi to, że Polska bardzo poważnie traktuje transformację energetyczną i wypełnia swoje zobowiązania w zakresie redukcji emisji, a w konsekwencji poprawy jakości powietrza.

Należy jednak podkreślić, że sektor ciepłowniczy to coś więcej niż tylko ciepłownictwo komunalne. W Europie nadal istnieje pewien udział indywidualnych źródeł ogrzewania, które mają największy wpływ na jakość powietrza.

Rola ciepłownictwa sieciowego

Wymiana starych, nieefektywnych źródeł ogrzewania w gospodarstwach domowych powinna być traktowana priorytetowo. Jednym ze sposobów jest instalacja nowych indywidualnych źródeł ogrzewania o jak najniższej emisji, ale istnieje też alternatywne rozwiązanie, które może zapewnić sektor energetyczny. Atrakcyjną i efektywną opcją jest ciepłownictwo komunalne.

Należy pamiętać, że ciepłownictwo komunalne opiera się na ciepłowniach i elektrociepłowniach, które muszą spełniać surowe wymagania środowiskowe określone przez prawo unijne. Jest to bardzo efektywna technologia, przeznaczona głównie dla obszarów zurbanizowanych. Dlatego zaspokajanie potrzeb cieplnych powinno odbywać się przede wszystkim z wykorzystaniem ciepła sieciowego, wszędzie tam, gdzie jest to możliwe. Model ten zapewnia wysoką efektywność wykorzystania paliw, podnosi standard życia mieszkańców oraz zmniejsza problem emisji zanieczyszczeń do atmosfery. Warto zaznaczyć, że w Polsce istnieje dobrze rozwinięty system ciepłowniczy – około 40% gospodarstw domowych jest podłączonych do sieci ciepłowniczych.

Pakiet “Fit for 55

Pakiet “Fit for 55” powinien właściwie odzwierciedlać rolę systemów ciepłowniczych – w szczególności ciepłownictwa komunalnego – w walce ze smogiem zimowym. Zgadzamy się z Komisją, że sektor ciepłowniczy ma potencjał, aby aktywnie przyczynić się do osiągnięcia celów klimatycznych UE, ale należy zapewnić odpowiedni okres przejściowy.

Dlatego harmonogram z wymogami dotyczącymi efektywnego ciepłownictwa przedstawiony w przekształconej Dyrektywie w sprawie efektywności energetycznej powinien również zapewnić odpowiedni czas na dostosowanie planów inwestycyjnych. Ze względu na długi czas trwania procesów inwestycyjnych w energetyce oraz konieczność transformacji systemu przy jednoczesnym utrzymaniu rozsądnych i społecznie akceptowanych cen ciepła z nowych źródeł, proponujemy wprowadzenie od 2030 roku nowej definicji efektywnego systemu ciepłowniczego oraz wycofanie warunku kwalifikowalności dla wysokosprawnej kogeneracji. W przeciwnym razie dalszy rozwój systemów ciepłowniczych może być bardzo trudny, a w konsekwencji poprawa jakości powietrza będzie poważnie utrudniona.

Kolejną kwestią mającą wpływ na rozwój ciepłownictwa w Polsce jest trwająca rewizja dyrektywy EU ETS. Warto zauważyć, że Komisja Europejska zaproponowała rewizję systemu benchmarków poprzez przyspieszenie wycofywania darmowych uprawnień i zwiększenie ich wartości z 1,6% do 2,5%. Propozycja ta jest szczególnie niepokojąca dla Polski, gdyż jej realizacja może utrudnić skuteczne wycofywanie węgla z sektora ciepłowniczego. Mamy nadzieję, że europejscy prawodawcy odpowiedzialni za rewizję systemu EU ETS, w szczególności Parlament Europejski, wezmą tę kwestię pod uwagę.

Jeśli chodzi o rewizję dyrektywy o odnawialnych źródłach energii, jesteśmy zaniepokojeni możliwym rozszerzeniem kryteriów zrównoważonego rozwoju dla paliw z biomasy. Naszym zdaniem dalsze zaostrzenie tych kryteriów może utrudnić osiągnięcie celu związanego z wykorzystaniem energii odnawialnej do ogrzewania i chłodzenia.

Sprawiedliwa i innowacyjna transformacja

Polski sektor ciepłowniczy stoi przed ogromnymi wyzwaniami, ale proces transformacji już się rozpoczął.  Członkowie PKEE, w tym TAURON, są aktywnie zaangażowani w transformację systemów ciepłowniczych. W trakcie realizacji jest wiele projektów, których celem jest zastąpienie elektrowni węglowych źródłami ciepła emitującymi mniej CO2, takimi jak elektrociepłownie na gaz ziemny lub biomasę. Warto podkreślić, że w ostatnich latach Polska podjęła ogromne wysiłki w celu dywersyfikacji źródeł importu gazu ziemnego.

Interesuje nas również wodór, który prawdopodobnie będzie odgrywał ważną rolę w przyszłości. Jako przykład tego, co TAURON robi w tym zakresie, mogę podać projekt pod nazwą Polska Wodorowa. Celem tego projektu jest utworzenie konsorcjum łączącego potencjał naukowy i przemysłowy, którego kompetencje mogą objąć cały łańcuch wartości wodoru. Ekologiczny wodór będzie wówczas wykorzystywany głównie, choć nie tylko, we flotach autobusowych i przyczyni się do ograniczenia emisji spalin w polskich miastach. Projekt jest zgodny z założeniami programu IPCEI (Important Projects of Common European Interest) i został złożony do tego programu w marcu 2021 r.

To tylko jeden z przykładów, ale w Grupie TAURON mamy więcej innowacyjnych projektów. W najbliższym czasie planujemy prowadzenie nowych projektów związanych z przyszłościowymi technologiami.

Potrzeba stabilnych i przewidywalnych ram prawnych

Polski sektor energetyczny będzie nadal wspierał poprawę jakości powietrza, a także realizację celów klimatycznych UE. Mamy świadomość, że transformacja sektora elektroenergetycznego i ciepłowniczego jest konieczna, chcemy ją przeprowadzić i mamy wiele pomysłów, jak to zrobić. Jednocześnie jednak apelujemy o stabilne i przewidywalne ramy prawne, które umożliwią transformację w rozsądnym tempie.

Źródło: EURACTIV

252 MLN ZŁ NA INWESTYCJE CIEPŁOWNICZE W CAŁEJ POLSCE

Polskie ciepłownictwo pilnie wymaga modernizacji. Inwestycje w tym zakresie wiążą się z dużymi nakładami finansowymi w skali każdego przedsiębiorstwa. To właśnie dlatego już w 2019 r. Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej uruchomił program „Ciepłownictwo Powiatowe”, który spotkał się z ogromnym zainteresowaniem branży. Dzięki niemu dofinansowanie otrzyma kolejnych kilkanaście projektów.

– Ciepłownictwo systemowe w Polsce należy do największych w Unii Europejskiej. Ponad 50 procent zainstalowanej mocy zapewniają małe i średnie (do 50 MW) źródła. Tworzą je przedsiębiorstwa na poziomie lokalnym. W praktyce to właśnie one odpowiadają za strategiczny cel, jakim jest bezpieczeństwo energetyczne i zapewnienie ciepła w milionach polskich domów,. To z kolei oznacza, że transformacja ciepłownictwa zawodowego jest procesem nieuniknionym, a jednocześnie bardzo kosztownym z punktu widzenia samych inwestorów – wyjaśnia Anna Moskwa, minister klimatu i środowiska. Szczególnie mniejsze przedsiębiorstwa ciepłownicze mają trudności z dostępem do kapitału na inwestycje, a bez koniecznej modernizacji w perspektywie czasu rysuje się przed nimi coraz trudniejsza walka o rentowność działalności. Mając to na uwadze oferujemy i chcemy  proponować systemowe wsparcie, które pozwoli w skoordynowany a jednocześnie zindywidualizowany sposób dobierać i finansować rozwiązania technologiczne. – uzupełnia szefowa resortu.

Jako odpowiedź na zdiagnozowane wyzwania, dotyczące branży, tylko na przełomie roku 2021 i 2022 zostało zawartych aż 11 umów o dofinansowanie inwestycji usprawniających 9 systemów ciepłowniczych.

Wyjaśniając genezę tych projektów Artur Michalski, wiceprezes NFOŚiGW, podkreśla: – Tylko systemy efektywne w rozumieniu dyrektywy o efektywności energetycznej mogą otrzymywać pomoc publiczną. Spełnienie tego warunku jest bardzo trudne, gdyż oznacza wymianę znaczących mocy na źródła odnawialne, odpadowe lub kogenerację. Tego typu inwestycje wiążą się z olbrzymimi nakładami finansowymi. Właśnie dlatego już w 2019 roku uruchomiliśmy w NFOŚiGW program „Ciepłownictwo Powiatowe”, który spotkał się ogromnym zainteresowaniem branży. Pracujemy m.in. nad programami priorytetowymi: „Kogeneracja dla Ciepłownictwa”, „Kogeneracja Powiatowa”, „OZE dla ciepłownictwa” oraz „Digitalizacja sieci ciepłowniczych”. Trwają również prace dotyczące uzgodnienia założeń instrumentów wsparcia związanych z nową perspektywą unijną (FEnIKS), a także z KPO.

Ciepłownia Łańcut Sp. z o.o. (woj. podkarpackie) zrealizuje dwie inwestycje: Budowę źródła kogeneracyjnego w Ciepłowni Łańcut Sp. z o.o. (dotacja 2,3 mln zł i pożyczka prawie 2,4 mln zł) oraz Budowę kotła parowego opalanego biomasą o wydajności 10 Mg/h pary wraz z niezbędną infrastrukturą (dotacja prawie 7,2 mln zł, pożyczka ponad 8,6 mln zł).

Również Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej w Mońkach Sp. z o.o. (woj. podlaskie) przeprowadzi dwa projekty: Budowę układu kogeneracyjnego w PEC w Mońkach (dotacja ok. 1,1 mln zł, pożyczka 2,2 mln zł) i Ograniczenie szkodliwych emisji do atmosfery poprzez budowę kotła gazowego o mocy 1,6 MW w PEC w Mońkach (dotacja prawie 700 tys. zł i pożyczka prawie 700 tys. zł).

Pozostałych 7 beneficjentów zrealizuje po jednym przedsięwzięciu:

Miejskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej Nowy Targ Sp. z o.o. (woj. małopolskie) – Budowa źródła ciepła i energii elektrycznej wytwarzanej w wysokosprawnej kogeneracji w MPEC Nowy Targ Sp. z o.o. (dotacja ok. 10,8 mln zł, pożyczka ok. 12,4 mln zł).

Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej w Łukowie Sp. z o.o. (woj. lubelskie) – Budowa ekologicznej Ciepłowni w Łukowie (dotacja 28,2 mln zł i pożyczka 28,2 mln zł).

Sanockie Przedsiębiorstwo Gospodarki Komunalnej Sp. z o.o. (woj. podkarpackie) – Budowa kotła na biomasę o mocy nominalnej 7 MW w SPGK Sp. z o.o. (dotacja ok. 7,5 mln zł, pożyczka ok. 8,7 mln zł).

OPEC- INEKO Sp. z o.o. (kujawsko – pomorskie) – Rozwój wysokosprawnej kogeneracji poprzez budowę biomasowej jednostki kotłowej w Elektrociepłowni Łąkowa w Grudziądzu (dotacja 36,1 mln zł, pożyczka 36,1 mln zł).

Otwocki Zakład Energetyki Cieplnej Sp. z o.o. z siedzibą w Otwocku (woj. mazowieckie) – Budowa układu wysokosprawnej kogeneracji dla potrzeb OZEC Sp. z o.o. (dotacja prawie 1,1 mln zł, pożyczka 2,1 mln zł).

Przedsiębiorstwo Ciepłowniczo-Usługowe Piaseczno Sp. z o.o. (woj. mazowieckie) – Modernizacja i rozbudowa systemu ciepłowniczego PC-U Piaseczno w celu przekształcenia go w system efektywny energetycznie i ekonomicznie (dotacja ok. 20,4 mln zł, pożyczka 20,8 mln zł).

Aquabellis Sp. z o.o. (woj. wielkopolskie) – Przebudowa Stacji Uzdatniania Wody w Rogoźnie wraz z budową instalacji fotowoltaicznej (dotacja 7,3 mln zł i pożyczka 7,3 mln zł).

Łącznie NFOŚiGW przekaże na powyższe inwestycje dofinansowanie w kwocie ok. 252,4 mln zł, w tym w formie dotacji 122,7 mln zł i 129,7 mln zł w formie pożyczki.

Zrealizowane projekty zapewnią dostawy ciepła systemowego, a wyprodukowana dzięki nowej infrastrukturze energia elektryczna wykorzystywana będzie na potrzeby własne zakładów, zaś jej nadwyżki sprzedawane do krajowej sieci elektroenergetycznej.

W wyniku realizacji projektów dodatkowa zdolność wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych sięgnie: 25 MW a dodatkowa zdolność wytwarzania energii elektrycznej i cieplnej w kogeneracji wyniesie 39,6 MW.

Przewidywane efekty środowiskowe wszystkich inwestycji to m.in. zmniejszenie emisji dwutlenku węgla do atmosfery o: 214 652 ton CO2/ rok Istotnie zredukowane zostaną także emisje pyłów i innych zanieczyszczeń do powietrza, takich jak dwutlenek siarki czy tlenki azotu.

Dofinansowanie projektów jest kolejnym etapem w realizacji generalnego planu transformacji całego krajowego sektora ciepłowniczego, a więc podjęcia w praktyce założeń ujętych w Krajowym planie na rzecz energii i klimatu na lata 2021-2030 (KPEiK), oraz Polityce energetycznej Polski do 2040 r. (PEP 2040).

Źródło: NFOŚiGW

UKRAIŃSKI PRODUCENT KOTŁÓW PRZEMYSŁOWYCH PODBIJE POLSKI RYNEK?

Ukraiński lider w produkcji kotłów przemysłowych „Kriger” będzie próbował zdobyć polski rynek – właśnie zdecydował się wejść na nasz krajowy rynek. Firma koncentruje się na produkcji kotłów na biomasę o mocy od 0,3 do 12 mW, posiada technologię produkcji kotłów na RDF i kogenerację.

Z celu systematycznego wsparcia oraz obsługiwania europejskich klientów, podjęto decyzję, wspólnie z polskim partnerem Dnipro-M Sp. z o.o., o powołaniu polskiej firmy serwisowej “Industrial heating solution”, która będzie zajmowała się sprzedażą, serwisem gwarancyjnym i pogwarancyjnym kotłów Kriger.

Producent posiada ponad 20-letnie doświadczenie w masowej produkcji i wdrażaniu kotłów na biomasę do 12 MW. Ponad 3000 zrealizowanych projektów. 140 wykwalifikowanych pracowników oraz 5 własnych obiektów energetycznych, wyposażonymi kotłami marki Kriger.

Firma Kriger produkuje kotły wodne, parowe oraz na olejtermiczny na paliwo stałe i RDF ze zmechanizowanym procesem spalania paliw o wilgotności do 55% na ruszcie ruchomym. Nowoczesny system sterowania pozwala działanie kotłowni bez stałej obecności personelu. 

Ukraińskie kotły charakteryzują się pełną automatyzacją podawania paliwa i odpopielania, monitoringiem i automatyczną optymalizacją pierwotnego i wtórnego nadmuchania, systemem recyrkulacji i oczyszczenia spalin, optymalną konstrukcją z bardzo grubego metalu oraz optymalną konstrukcją z bardzo grubego metalu oraz podwójną betonową powłoką i termoizolacją, specjalną wewnętrzną geometrią paleniska, inteligentnym systemem sterowania procesem spalania, pracy kotła i popiołu usuwanie. Kotły Kriger wyrożnia się nowoczesną kompaktową konstrukcją i wysoką niezawodnością, gwarantowanymi parametrami ekologicznymi i wysoką sprawnością, niskimi kosztami eksploatacji oraz szeroką gamą modeli.

Kotły Kriger są instalowane na Ukrainie, Białorusi, Francji, Wielkiej Brytanii i innych krajach. W szczególności wspólnie z partnerami Weiss France opracowano specjalną linię kotłów na rynek UE i wyprodukowano 52 kotły o łącznej mocy 91 MW dla francuskiego odbiorcy. Kotły Kriger zdobyły również zaufanie białoruskiego biznesu, gdzie w tym czasie zrealizowano ponad 30 projektów. Fabryka kotłów Kriger dostarczyła do Wielkiej Brytanii 29 kotłów o łącznej mocy 47 MW. 19 z 29 wymienionych wyżej obiektów to jednostki kogeneracyjne budowane we współpracy z wysokiej klasy producentem turbin ORC Electratherm (USA). Biorąc pod uwagę ilość obiektów, w 2019 roku powstało przedstawicielstwo Kriger w Wielkiej Brytanii – Kriger Boilers UK Ltd. Dostrzegając potencjał Polski, przedstawicielstwo w kraju już realizowane przez Dnipro-M Sp. z o.o., że w niedalekiej przyszłości przejdzie do nowo utworzonej firmy – “Industrial heating solution”.

W latach 2017-2019 firma Kriger zbudowała i uruchomiła unikalną ORC elektrociepłownie na biomasie. Projekt był realizowany na Ukrainie w ramach programu Banku Światowego. Moc cieplna – 39 MW oraz moc elektryczna – 1,6 MW, paliwo – zrębki i biomasa pochodzenia rolniczego, gaz ziemny (jako paliwo zapasowe). Projekt obejmuje montaż dwóch kotłów na paliwo stałe o łącznej mocy 15 MW oraz dwóch rezerwowych kotłów gazowych o mocy 12 MW każdy. Moduł energetyczny obiektu wyposażony jest w nowoczesną turbinę ORC produkcji Enertime (Francja). Firma Kriger realizowała ten projekt jako generalny wykonawca.

W 2020 roku firma Kriger zbudowała pierwszą kotłownię na Ukrainie na paliwie RDF, która dostarcza ciepło i ciepłą wodę do szpitala regionalnego . Wyjątkowość projektu polega na połączeniu odzyskania energii z paliwa RDF z niszczeniem odpadów biomedycznych.

Aby zapewnić najwyższe standardy bezpieczeństwa środowiskowego, biuro inżynierskie Kriger opracowało szereg rozwiązań technicznych, a mianowicie:

  • Zmodyfikowany ruszt do gładkiego i równomiernego spalania RDF;
  • Rozbudowane palenisko kotła z redystrybucją przepływów powietrza do spalania;
  • Wtrysk wody amoniakalnej w celu stłumienia tlenków azotu;
  • Zainstalowany palnik wielopaliwowy do utrzymania dolnego progu temperatury (2 sek, 850 C);
  • Zainstalowany skruber mokry do końcowego oczyszczania gazów spalin.

Unikalne rozwiązania techniczne i doświadczenie pozwalają na modernizację istniejących kotłów i przekształcenie ich na paliwo RDF. Dla tych klientów, którzy chcieliby w przyszłości przejść na paliwa alternatywne przy minimalnych kosztach, oferujemy kotły z natychmiast wdrożonym know-how w zakresie RDF, które pozwala na pozyskiwanie energii z RDF, zaraz po zainstalowaniu dodatkowych urządzeń do oczyszczania emisji.

Prezentacja oferty na rynku polskim jest już realizowana przez Dnipro-M Sp. z o.o., która w niedalekiej przyszłości przejdzie do nowo utworzonej firmy – Industrial Heating Solution.

ELBLĄSKIE PRZEDSIĘBIORSTWO ENERGETYKI CIEPLNEJ MODERNIZUJE ESTAKADĘ

Modernizowaną właśnie estakadą prowadzona jest sieć napowietrzna nad jednym z basenów portowych rzeki Elbląg – łączy ona teren zakładu General Electric z działkami miejskimi.

Estakada jest częścią magistrali DN 600 zasilającą wschodnią i środkową część Elbląga w ciepło.  

To dość nietypowa konstrukcja – jest nośnikiem sieci ciepłowniczej i biegnie osiem metrów nad powierzchnią wody, a większość elbląskiej sieci ciepłowniczej znajduje się pod ziemią. Celem modernizacji jest przygotowanie tej napowietrznej konstrukcji do pełnienia swojej funkcji przez kolejne lata oraz ograniczenie strat podczas przesyłu ciepła poprzez wymianę izolacji na biegnącej po niej sieci.  

Prace remontowo-konserwacyjne konstrukcji estakady wykonała wybrana w przetargu firma PIMIN z Krakowa. Zakres robót obejmował m.in. zdemontowanie nieużywanych rur sieci obcych, czyszczenie konstrukcji stalowej przęsła i podpór, zabezpieczenie antykorozyjne konstrukcji stalowej oraz wykonanie nowych balustrad i nawierzchni chodnika roboczego.  Służby EPEC wymieniają izolację termiczną – zajmuje się tym Wydział Wykonawstwa i Remontów EPEC, odpowiedzialny w spółce również za prace okołociepłownicze.  

Prace potrwają do połowy września tego roku. Ich łączny koszt to 726 tys. zł.

Elbląskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej odpowiada za dystrybucję ciepła i ciepłej wody do blisko 2 tys. odbiorców w Elblągu. Dysponuje siecią o łącznej długości prawie 200 km, zasilającą 2024 węzły cieplnych. Ponad połowa sieci jest w technologii preizolowanej. Wszystkie węzły ciepłownicze są wyposażone w układy regulacji automatycznej, firma wdrożyła także system zdalnego odczytu liczników ciepła. 

W ciągu ostatnich 8 lat przedsiębiorstwo zainwestowało ponad 109 mln zł w modernizację i rozwój sieci, pozyskując na ten cel 20,5 mln złotych ze środków unijnych.  

EPEC jest właścicielem ciepłowni węglowej „Dojazdowa” o mocy 40 MW, co pozwala na pokrycie ok. 20-25 proc. zapotrzebowania na energię cieplną.  

Przedsiębiorstwo zatrudnia 172 pracowników.

Źródło: CIRE, EPEC

Fot: CIRE, EPEC

ELEKTROCIEPŁOWNIA W ZGIERZU PODSUMOWAŁA ZIMĘ

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

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

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

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

Źródło: PGE EC

UE STAWIA NA LOKALNE PLANOWANIE W CELU POBUDZENIA ROZWOJU SIECI CIEPŁOWNICZYCH

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Zmniejszanie ryzyka inwestycji: nie chodzi tylko o pieniądze

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Źródło: EURACTIV

PODSUMOWANIE KALENDARZOWEJ ZIMY PGE ENERGIA CIEPŁA W GDAŃSKU I GDYNI

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

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

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

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

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

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

Źródło: PGE EC