Home Archive by category Lewy slider (Page 3)

Lewy slider

PONAD 11 MILIONÓW ZŁOTYCH OD NFOŚIGW DLA WROCŁAWSKIEJ KOGENERACJI

257 0

23 maja br. spółka KOGENERACJA S.A., należąca do PGE Energia Ciepła z Grupy PGE, podpisała z Narodowym Funduszem Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (NFOŚiGW) umowę o dofinansowanie, w formie pożyczki preferencyjnej, do realizacjiprojektu inwestycyjnego w Elektrociepłowni Zawidawie. Wysokość pożyczki preferencyjnej wyniesie 11 mln 185 tys. zł.

Dofinansowanie dotyczy projektu „Budowa nowych mocy wytwórczych w EC Zawidawie” i będzie realizowane w ramach Programu Priorytetowego Energia Plus. Całość wpisuje się w realizację celu Grupy PGE, jakim jest dekarbonizajca ciepłownictwa.

– Pozyskane środki posłużą do sfinansowania działań realizowanych obecnie w obszarzeZawidawia, mających na celu zwiększenie mocy zakładu oraz zapewnienie statusu efektywnie energetycznego dla systemu ciepłowniczego, którego operatorem jest KOGENERACJA –wyjaśnia Andrzej Jedut, prezes zarządu Zespołu Elektrociepłowni Wrocławskich KOGENERACJA S.A. – Podpisana dzisiaj z Narodowym Funduszem Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej umowa o preferencyjne dofinansowanie projektu w EC Zawidawie przyczynić się do realizacji deklarowanej przez KOGENERACJĘ neutralności klimatycznej w 2050 r. – dodaje Andrzej Jedut.

Instalowane obecnie w elektrociepłowni dwa agregaty kogeneracyjne o łącznej mocy elektrycznej 2,0 MWe oraz nowo powstała instalacja solarna o powierzchni paneli 160 m2 i mocy cieplnej 101 kWt pozwolą na redukcję emisji CO2 o ponad 14 tys. ton rocznie, jak i na zmniejszenie zużycia energii pierwotnej o blisko 37 tys. GJ w ciągu roku.

To nie pierwsza umowa z NFOŚiGW dotycząca obszaru Zawidawia. W 2017 r. podpisano umowę o dofinansowanie realizacji projektu pn. „Budowa sieci ciepłowniczych od ul. Bierutowskiej w kierunku osiedla Zakrzów we Wrocławiu” w ramach Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko na lata 2014 – 2020.

Wcześniej udzielone zostało również wsparcie w wysokości ponad 30 mln zł dla inwestycji budowy Nowej Elektrociepłowni Czechnica. Dotacja w ramach Programu „Środowisko, Energia i Zmiany klimatu” współfinansowana była ze środków Mechanizmu Finansowego Europejskiego Obszaru Gospodarczego 2014-2021, dla którego Operatorem Programu jest Ministerstwo Klimatu i Środowiska przy wsparciu NFOŚiGW. Pożyczka preferencyjna w kwocie do 300 mln zł pochodziła z programu priorytetowego Energia Plus. Uzupełnienie źródeł finansowania stanowi umowa z 2022 r. w kwocie 50 mln zł. w ramach programu priorytetowego „Współfinansowanie projektów realizowanych w ramach Mechanizmu Finansowego Europejskiego Obszaru Gospodarczego 2014-2021”.

GRANICZNY PODATEK WĘGLOWY

1051 0

Ma wzmocnić konkurencyjność europejskiego przemysłu i uchronić Europę przed wyprowadzaniem biznesu do krajów o mniejszym reżimie klimatycznym niż Unia Europejska. W ramach pakietu Fit for 55 Parlament Europejski przegłosował wprowadzenie nowego mechanizmu dostosowywania cen na granicach z uwzględnieniem emisji dwutlenku węgla.

Węglowym podatkiem granicznym (CBAM, ang. Carbon Border Adjustment Mechanism), zwanym także cłem węglowym, zostaną objęte produkty z branż wysokoemisyjnych, takie jak: cement, nawozy, produkty stalowe i aluminiowe, wodór, energia elektryczna. Importerzy będą musieli zapłacić różnicę między opłatą emisyjną w kraju produkcji a ceną uprawnień do emisji w unijnym ETS.   

Celem CBAM jest zrównoważenie konkurencji między unijnymi producentami a producentami spoza UE. Parlament Europejski podkreśla również, że podatek graniczny ma „zachęcić państwa spoza Unii, by podwyższyły ambicje klimatyczne. Dzięki podatkowi węglowemu będzie można też zapobiegać podważaniu unijnych i światowych działań klimatycznych, co ma miejsce, gdy produkcję przenosi się z Unii do krajów o mniej restrykcyjnych przepisach klimatycznych”. 

Podatkiem CBAM zostaną objęte: cement, nawozy, produkty stalowe, aluminiowe, wodór oraz energię elektryczną.

Graniczna opłata węglowa stanowi ważny element pakietu Fit for 55, który stawia przed krajami UE ambitne cele klimatyczne – ograniczenie emisji netto gazów cieplarnianych o przynajmniej 55 proc. do 2030 roku i osiągnięcie neutralności klimatycznej do roku 2050.

CBAM wejdzie etapami

Graniczny podatek węglowy będzie wprowadzany stopniowo od 2026 do 2034 roku – w takim tempie, w jakim będą wycofywane bezpłatne uprawnienia w ramach unijnego systemu ETS.

Pierwszy etap wdrożenia potrwa do końca 2025 roku. Importerzy objęci granicznym podatkiem węglowym surowców będą musieli składać deklaracje kwartalne, wykazując ilość importowanych produktów oraz emisję gazów cieplarnianych, do jakiej dochodzi przy ich produkcji oraz podając wysokość opłaty za emisję gazów cieplarnianych uiszczonej w kraju pochodzenia towaru.

Z początkiem 2026 roku nastanie etap drugi – nabywanie i umarzanie certyfikatów CBAM, co będzie działało podobnie do handlu uprawnieniami do emisji w systemie EU ETS. Cena certyfikatów zostanie dynamicznie powiązana z ceną uprawnień do emisji. Certyfikatami CBAM nie będzie można jednak handlować, nie będzie też ich odgórnego limitu. Etap drugi zakończy się w 2034 roku, wraz z wygaszeniem bezpłatnych uprawnień do emisji.

Celem CBAM jest zrównoważenie konkurencji między unijnymi producentami a producentami spoza UE. Węglowym podatkiem granicznym, zwanym także cłem węglowym, zostaną objęte produkty z branż wysokoemisyjnych, takie jak: cement, nawozy, produkty stalowe i aluminiowe, wodór, energia elektryczna. Importerzy będą musieli zapłacić różnicę między opłatą emisyjną w kraju produkcji a ceną uprawnień do emisji w unijnym ETS. 

Kto straci na CBAM

Największym oburzeniem na wprowadzenie węglowego podatku granicznego zareagowały Chiny, Indie i Stany Zjednoczone. Oba kraje azjatyckie przekonują, że nowa europejska regulacja jest niezgodna z zasadami Światowej Organizacji Handlu, Stany Zjednoczone z kolei planują wprowadzenie własnego granicznego podatku węglowego.

Skutki CBAM najmocniej odczują Chińczycy, wynika to z ich udziału w międzynarodowych rynkach produktów objętych cłem węglowym, np. około 10 proc. globalnie wyeksportowanej stali oraz żelaza pochodzi z Chin.

Źródło: https://magazyncieplasystemowego.pl

ZIELONE ŚWIATŁO DLA FIT FOR 55

573 0

Ograniczenie w krajach Unii Europejskiej emisji gazów cieplarnianych do końca dekady i osiągnięcie neutralności klimatycznej do połowy wieku. To główny cel pakietu Fit for 55.

Fit for 55 (Gotowi na 55) to nazwa całego zestawu różnego rodzaju dyrektyw, regulacji i przepisów klimatycznych, które mają doprowadzić Unię Europejską do neutralności klimatycznej. „55” oznacza pierwszy etap na drodze do neutralności – ograniczenie do roku 2030 emisji gazów cieplarnianych o 55 proc. (w stosunku do poziomu z roku 1990). Realizację pakietu mają zapewnić zaakceptowane w końcu kwietnia br. przez Radę Unii Europejskiej regulacje dotyczące reformy systemu handlu uprawnieniami do emisji – nowego granicznego mechanizmu, zwanego także podatkiem lub cłem węglowym, oraz utworzenia Społecznego Funduszu Klimatycznego.

Reforma systemu EU ETS

Unijny system handlu emisjami (EU ETS, ang. European Union Emission Trading Scheme) powstał w 2005 roku, jego celem jest limitowanie ilości gazów cieplarnianych, które są emitowane przez energochłonne sektory przemysłu, producentów energii, linie lotnicze, transport drogowy i morski. Opiera się na limitach emisyjnych i na handlu uprawnieniami do emisji. UE określa całościowy pułap uprawnień do emisji, a przedsiębiorstwa uprawnienia te dostają lub kupują. Pułap jest stopniowo obniżany, tak by ilość emisji malała. ETS to najważniejsze unijne narzędzie redukowania emisji. Od czasu jego powstania emisje w UE spadły o 41 proc.

Pakiet Fit for 55 ma zreformować EU ETS tak, by cele, które system ma realizować, stały się bardziej ambitne: 
* do 2030 roku sektory już objęte systemem muszą obniżyć poziom emisji gazów cieplarnianych o 62 proc. (w porównaniu z poziomem z roku 2005);
* w latach 2026–2034 zostaną wycofywane bezpłatne uprawnienia do emisji;
* powstanie odrębny system ETS II dla paliw, które wykorzystuje się w transporcie drogowym i do ogrzewania budynków;
* do systemu ETS zostaną też włączone emisje gazów cieplarnianych z sektora żeglugi morskiej;
* pieniądze ze sprzedaży praw do emisji poszczególne kraje powinny przeznaczać na zielone inwestycje.

Podatek węglowy

Kolejna ważna regulacja dotyczy unijnego mechanizmu dostosowywania cen na granicach z uwzględnieniem emisji dwutlenku węgla (CBAM, ang. Carbon Border Adjustment Mechanism), który zostanie wprowadzony w latach 2026–2034 i obejmie: żelazo, stal, cement, aluminium, nawozy, elektryczność i wodór.

Importerzy będą musieli zapłacić różnicę między opłatą emisyjną w kraju produkcji 

Wsparcie społeczne

Udzielaniu pomocy gospodarstwom domowym, mikroprzedsiębiorstwom i użytkownikom transportu, którzy są „szczególnie dotknięci przez ubóstwo energetyczne i transportowe”, będzie służył nowy Społeczny Fundusz Klimatyczny (SCF, ang. Social Climate Fund). Fundusz ma być finansowany głównie z dochodów z nowego systemu handlu emisjami i uzupełniany wkładami krajowymi. Zostanie powołany tymczasowo na lata 2026–2032.

Więcej OZE

Nowelizacja dyrektywy o odnawialnych źródłach energii zakłada,by do końca obecnej dekady podnieść z 32 proc. do co najmniej 40 proc.udział odnawialnych źródeł energii w ogólnym miksie energetycznym. Tempo dochodzenia do tego celu i jego ostateczny wymiar mogą się różnić w zależności od sektora – zwłaszcza w transporcie, budownictwie i przemyśle, gdzie integracja OZE przebiega wolniej.

Wyższa efektywność energetyczna

Budynki odpowiadają za około 40 proc. zużycia energii w UE i za 36 proc. okołoenergetycznych bezpośrednich i pośrednich emisji gazów cieplarnianych. 

W zmienionej dyrektywie o efektywności energetycznej założono zmniejszenie do 2030 rokuzużycia końcowego energii w UE o 11,7 proc. (w porównaniu z prognozami z 2020 roku). Nowe przepisy zakładają, że od 2030 roku wszystkie nowe budynki będą bezemisyjne, a do 2050 roku istniejące budynki zostaną przekształcone w budynki bezemisyjne.

Źródło: https://magazyncieplasystemowego.pl

CIEPŁO ODPADOWE. NIEWYKORZYSTANE ŹRÓDŁO ENERGII

948 0

W fabrykach, oczyszczalniach ścieków, sklepach spożywczych, komputerowych centrach danych powstają duże ilości ciepła. Zagospodarowanie tej nadwyżki energii przyczyniłoby się do ograniczenia zużycia paliw kopalnych, a tym samym do transformacji systemów energetycznych.

Ilość ciepła odpadowego wyprodukowanego w krajach Unii Europejskiej wynosi rocznie 2 860 TWh*. To niemalże tyle, ile trzeba, by dostarczyć ciepło i ciepłą wodę do wszystkich w UE mieszkań, domów i budynków użyteczności publicznej. W samej Holandii ilość ciepła odpadowego przewyższa całkowite zapotrzebowanie tego kraju na ogrzewanie wody oraz pomieszczeń. W Warszawie natomiast wykorzystanie ciepła odpadowego z trzech największych źródeł (w tym z oczyszczalni ścieków Czajka) zapewniłoby ciepło systemowe dla ok. 380 tys. gospodarstw domowych (czyli mniej więcej dla połowy miasta)!

Neutralna pod względem emisji dwutlenku węgla energia zawarta w cieple odpadowym to największe na świecie niewykorzystane źródło energii. Ciepło odpadowe może służyć do ogrzewania czy podgrzania ciepłej wody w obiekcie, w którym ciepło odpadowe powstaje (np. w supermarkecie), lub też zostać odprowadzone do sieci ciepłowniczej.

Zastosowanie ciepła odpadowego w ciepłownictwie może przesądzić o uznaniu systemu ciepłowniczego za efektywny energetycznie, a zgodnie z założeniami Polityki Energetycznej Polski 2040, do końca obecnej dekady liczba efektywnych energetycznie systemów ciepłowniczych ma stanowić co najmniej 85 proc. wszystkich systemów ciepłowniczych w Polsce.

Najtańsza i najbardziej ekologiczna jest energia, której nie zużywamy. Ciepło odpadowe plasuje się tuż za nią.

Efektywny system ciepłowniczy

Efektywny energetycznie system to taki, w którym do wytwarzania ciepła lub chłodu wykorzystuje się co najmniej w 50 proc. energię z odnawialnych źródeł energii lub w 50 proc. ciepło odpadowe (np. z instalacji przemysłowych czy systemów kanalizacji), lub w 75 proc. ciepło pochodzące z kogeneracji, lub w 50 proc. połączenie wymienionych wyżej źródeł energii i ciepła.

– Źródłem niskotemperaturowego ciepła są np. serwerownie i stacje sprężarek, wysokotemperaturowego – przemysł, głównie hutnictwo, odlewnie, przemysł ceramiczny czy szklarski, także piekarniczy. Praktycznie w otoczeniu każdej sieci ciepłowniczej znajdziemy jakieś ciepło odpadowe. Jeśli gdziekolwiek na świecie na masową skalę stosuje się takie rozwiązania, to znaczy, że również w Polsce jest to możliwe i powinniśmy je rozważnie brać pod uwagę. I wdrażać  – podkreśla Bogusław Regulski, wiceprezes Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie.

Ciepło odpadowe z przemysłu i baz danych

Przemysłowe ciepło odpadowe powstaje podczas produkcji towarów i przeprowadzania procesów cieplnych.Nie jest obarczone nakładem energii pierwotnej i emisją gazów cieplarnianych, a w czasach kryzysu energetycznego i wysokich cen energii rośnie jego atrakcyjność ekonomiczna.

W Szwecji ciepło odpadowe z przemysłu – np. hut stali – stanowi około 10 proc. ciepła w sieci ciepłowniczej. W Niemczech, w Zagłębiu Ruhry, sieć ciepłownicza UWG zasilana ciepłem odpadowym z zakładów przetwórczych rafinerii BP Gelsenkirchen docelowo ogrzeje około 30 tys. gospodarstw domowych.

Coraz popularniejsze na świecie staje się też wykorzystanie ciepła produkowanego przez serwery oraz zasilanie nim lokalnych systemów ciepłowniczych.

W USA siedziba główna Amazona w Seattle już od ponad dekady jest ogrzewana ciepłem z 34 lokalnych serwerowni. Podobnie centrum danych IBM zaopatruje w ciepło pływalnię w miasteczku Utikon w Szwajcarii. W hrabstwie Południowy Dublin w Irlandii system ciepłowniczy wykorzystuje ciepło odpadowe z pobliskiego centrum danych Amazona. W Odense w Danii ciepło z serwerów Facebooka ma docelowo ogrzać prawie 7 tys. domów. W Finlandii w Espoo ciepło odpadowe, m.in. z serwerowni, trafia do sieci i zaspokaja prawie 20 proc. potrzeb grzewczych miasta, a w miejscowości Mäntsälä serwerownia pełni funkcję dolnego źródła ciepła dla systemu ciepłowniczego opartego na pompach ciepła, który docelowo ma dostarczać ciepło do 4 tys. budynków.

We Frankfurcie nad Menem w Niemczech trwają prace nad wykorzystaniem ciepła odpadowego z centrów danych do pokrycia – do 2030 roku – całkowitego zapotrzebowania na ciepło w gospodarstwach domowych i biurach.

Ciepło odpadowe vs. ciepło z odpadów

Podczas termicznego zagospodarowania odpadów, np. komunalnych śmieci, jest wytwarzana energia elektryczna i ciepło, które można wykorzystać do ogrzewania domów. Ciepło odpadowe natomiast to niewykorzystana energia oddawana do otoczenia. Powstaje najczęściej w procesach przetwarzania energii w urządzeniach energetycznych.

Ogrzane ciepłem odpadowym w Polsce

W Szlachęcinie w Wielkopolsce Veolia Energia Poznań uruchomiła instalację kogeneracyjną połączoną z pompą ciepła, odzyskującą ciepło ze ścieków. Moc elektryczna nowej instalacji wynosi około 1 MW, z czego 700 kW zostanie wykorzystanych do zasilenia pompy ciepła. Nadwyżka 300 kW będzie odbierana przez krajowy system energetyczny. Moc cieplna systemu – kogeneracji i pompy ciepła razem – wynosi około 2,9 MW. Ciepło wygenerowane w Szlachęcinie ma ogrzewać 5000 mieszkańców Murowanej Gośliny. 

W Grupie Kapitałowej Węglokoks Energia działają trzy układy odzysku ciepła ze sprężarek powietrza pracujących na potrzeby zakładów górniczych. W Ciepłowni Bielszowice uruchomiono układ odzysku ciepła z pięciu sprężarek kopalnianych o mocy 1 MW. W Zakładzie Ciepłowniczym Brzeszcze wykorzystuje się dwa układy. Układ odzysku ciepła z czterech kopalnianych sprężarek powietrza jest oparty na kaskadzie 18 pomp ciepła o łącznej mocy 1,4 MW. Podniesiony za ich pomocą do wyższej temperatury czynnik grzewczy wykorzystuje się do celów grzewczych oraz podgrzewu ciepłej wody użytkowej. W układzie odzysku ciepła z kolejnych dwóch kopalnianych sprężarek powietrza o łącznej mocy 0,34 MW jest podgrzewany czynnik grzewczy z rurociągu powrotnego magistrali ciepłowniczej.

W Miasteczku Śląskim Veolia Południe podłączyła 148 budynków do nowo budowanej sieci ciepłowniczej, zasilanej ze źródła ciepła wykorzystującego paliwo odpadowe w postaci gazu poprocesowego z Huty Cynku Miasteczko Śląskie.  

W PEC Gliwice od 2020 roku sprężarki w nowoczesnej sprężarkowni zostały wyposażone w instalację odzysku ciepła odpadowego wygenerowanego podczas pracy kompresorów. Moc cieplna, jaką można odzyskać z pracujących sprężarek, to 0,7 MWt.    

Za pośrednictwem miejskiej sieci ciepłowniczej Veolia Energia Poznań wykorzystuje ciepło wydzielane podczas pracy sprężarek w odlewni Volkswagena (OVW) do ogrzewania budynków. Moduł rekuperacji ciepła w OVW odpowiada źródłu ciepła o mocy około 6 MWt. Ekologiczne ciepło dociera do ponad 30 budynków na Wildzie i Dębcu, w tym do szpitala HCP. W ramach projektu powstały m.in. dwa węzły ciepłownicze oraz blisko 2 km rurociągów.

W Elektrociepłowni Białystok pracuje układ odzysku ciepła ze spalin kotła biomasowego K6. Odzysk energii polega na odebraniu ciepła skraplania wilgoci zawartej w spalinach i przekazaniu do sieci ciepłowniczej. Układ odzysku ciepła pozwala na wyprodukowanie nawet do 305,85 TJ/rok dodatkowego ciepła z tego samego paliwa, co przyczynia się do znacznego ograniczenia emisji.

Trwają także prace projektowe i badawcze nad kolejnymi nowatorskimi rozwiązaniami wykorzystania ciepła odpadowego w ciepłownictwie systemowym.

Pod koniec 2021 roku Szczecińska Energetyka Cieplna, Zakład Wodociągów i Kanalizacji w Szczecinie oraz Zachodniopomorski Uniwersytet Technologiczny rozpoczęli wspólny projekt – wykorzystanie ciepła odpadowego do celów grzewczych. Rozwiązania technologiczne mają się opierać na pompach ciepła, których dolnym źródłem ciepła miałyby być ścieki komunalne. 

Z kolei w listopadzie 2022 roku wspólny projekt odzysku ciepła z infrastruktury metra ogłosiły Metro Warszawskie i Veolia Energia Warszawa. Na początek ocenią potencjał energetyczny odzysku ciepła m.in. z tuneli, stacji i systemów wentylacji, w celu zasilenia tym ciepłem warszawskiej sieci ciepłowniczej. Skorzystają z doświadczeń londyńskiego metra, które zapewnia ogrzewanie i ciepłą wodę dla ponad 1350 mieszkań, szkoły i dwóch ośrodków wypoczynkowych na terenie dystryktu Islington.  

* Dane z opublikowanego w marcu br. raportu Danfoss „Największe na świecie niewykorzystane źródło energii: Ciepło odpadowe”

Źródło: https://magazyncieplasystemowego.pl/cieplownictwo/cieplo-odpadowe-niewykorzystane-zrodlo-energii/

SZTUCZNA INTELIGENCJA ZARZĄDZA CIEPŁEM W GDYNI, OPTYMALIZUJE PRACĘ SIECI I OBNIŻA ŚLAD WĘGLOWY

535 0

Innowacyjne urządzenie firmy Grundfos po raz pierwszy w Polsce optymalizuje pracę sieci cieplnej, w rejonie dzielnicy Karwiny w Gdyni. Ten pilotażowy w naszym kraju projekt z sukcesem sprawdził się m.in. w duńskim ciepłownictwie, dlatego przedstawiciele władz Gdyni, firmy Grundfos i OPEC w dniu 19 kwietnia br. powiadomili branżę, media i mieszkańców miasta o uruchomieniu nowatorskiego rozwiązania.

W ramach wspólnego przedsięwzięcia na wydzielonym fragmencie sieci ciepłowniczej OPEC, z komory K-614 A w  obszarze ul. Buraczanej w Gdyni Karwinach,zainstalowano nowoczesny moduł firmy Grundfos. Dzięki inteligentnej kontroli i redukcji temperatury już teraz faktem staje się zmniejszenie strat ciepła, a także obniżenie temperatury w sieci ciepłowniczej – z zachowaniem komfortu cieplnego odbiorców. Ponadto działania te pozwalają na skuteczną redukcję emisji dwutlenku węgla i jednocześnie stanowią realizację jednego z kluczowych założeń polityki klimatycznej Miasta Gdyni.

„To innowacyjne rozwiązanie, którego dotąd w Polsce jeszcze nigdzie nie zastosowano. Sprawdzili je Duńczycy, którzy słyną z czystych ekologicznie technologii. Skorzystamy z ich doświadczeń jako pierwsi i, mam nadzieję, otworzymy ścieżkę dla innych miast – mówi Wojciech Szczurek, Prezydent Gdyni. – W ubiegłym roku, również jako pierwsi w kraju, obliczyliśmy ślad węglowy naszego miasta. Zobowiązałem się, że do 2030 roku obniżymy go o 43 procent. Technologia, która zastosowaliśmy w OPEC, po modernizacji węzłów w przedszkolach czy wykonaniu mapy termowizyjnej,  jest jednym z tych działań, które przybliża nas do celu. Efektywniejsze wykorzystanie ciepła to więcej pieniędzy w portfelach mieszkańców i czystsze powietrze. Tak właśnie w Gdyni chcemy wykorzystywać nowoczesne technologie. Mają służyć mieszkańcom, a jednocześnie być przyjazne dla środowiska” – podkreśla Wojciech Szczurek, Prezydent Gdyni.

iGRID firmy Grundfos to nowa gama rozwiązań dla branży sieci ciepłowniczych, która dzięki inteligentnej kontroli temperatury nie tylko pozwala walczyć ze stratami ciepła, ale też pomaga przygotować się do wykorzystania odnawialnych źródeł energii.

„Zrównoważony rozwój, innowacyjne rozwiązania oraz jakość życia ludzi – to są najważniejsze wartości, jakie przyświecają firmie Grundfos. Dlatego też wierzymy, że nasza współpraca z OPEC i władzami miasta Gdynia przyczyni się do osiągnięcia celów klimatycznych, poprzez skuteczną redukcję emisji dwutlenku węgla. Nasza firma zobowiązuje się do ciągłego dążenia do realizacji kluczowych założeń polityki klimatycznej oraz do partnerstwa z naszymi klientami w celu optymalizacji energetycznej, poprawy gospodarki wodnej, wydajności i niezawodności procesów. Cieszymy się, że nasze rozwiązania w zakresie sieci ciepłowniczych zwiększają wydajność istniejących instalacji, co umożliwia zaoszczędzenie funduszy i przeznaczenie ich na nowe inwestycje. Naszym celem jest dalszy rozwój i udoskonalanie naszych innowacyjnych rozwiązań oraz wdrażanie ich na większą skalę w Polsce i na całym świecie” – mówi Alexander Gamolya, Dyrektor Generalny Grundfos Polska oraz Dyrektor Handlowy ds. Rozwiązań Cyfrowych w UE.

Zwiększenie wydajności sieci to także wydłużenie żywotności rur i instalacji. Dzięki temu OPEC będzie mógł zaoszczędzone w ten sposób fundusze przeznaczać na nowe inwestycje.

„Podstawowym celem  inwestycji jest zwiększanie efektywności istniejącej sieci ciepłowniczej. Ponadto, zamontowana technologia umożliwi nam sprawdzenie wpływu obniżenia parametrów temperatury wysokoparametrowej sieci cieplnej na komfort ciepła odbiorców i przyniesie rzeczywiste oszczędności energii. Jednocześnie, tak zaimplementowanie rozwiązanie technologiczne pozwoli na wyciągnięcie wniosków, czy w szybki sposób będziemy mogli zmierzać w kierunku przechodzenia na sieci cieplne 4. generacji i co najważniejsze, jakie zalecenia będą wynikały dla właścicieli budynków, które odbierają ciepło, abyśmy wszyscy mogli racjonalnie zarządzać ciepłem – podsumowuje Wojciech Folejewski, Prezes Zarządu OPEC Sp. z o.o. w Gdyni.

Rozwiązanie iGRID zastosowane w gdyńskim OPEC-u jest projektem pilotażowym. Przez najbliższe 2 lata będą zbierane dane dotyczące skuteczności działania urządzenia oraz na bieżąco prowadzona będzie weryfikacja kosztów związanych z jego wdrożeniem na większą skalę.

GDYŃSKI OPEC PODPISAŁ UMOWĘ Z GPEC SERWIS NA MODERNIZACJĘ SIECI

325 0

W piątek 14.04.2023 w siedzibie OPEC podpisano umowę na termomodernizację odcinka sieci OPEC od komory K-2 do komory K-3 (okolice ul. Hutniczej i Estakady Kwiatkowskiego). W postępowaniu przetargowym wybrano firmę GPEC Serwis, która złożyła najkorzystniejszą ofertę.

W imieniu wykonawcy umowę podpisał Prezes Zarządu GPEC Serwis Piotr Dembiński, w spotkaniu uczestniczył również Prezes Zarządu Grupy GPEC Marcin Lewandowski.

Ze strony OPEC umowę podpisali prokurenci spółki, dyr. Iwona Siewert oraz dyr. Łukasz Koss, w obecności Prezesa Zarządu, Wojciecha Folejewskiego.

Warto podkreślić, że podpisana umowa dotyczy części unijnego projektu „Termomodernizacja ciepłociągów kanałowych i napowietrznych w Gdyni, Rumi i mieście Wejherowo”. Celem inwestycji jest przebudowa istniejącej sieci kanałowej wysokiego ciśnienia na sieć preizolowaną 2xDN500 i 1xDN700 na długości około 435 m. Przebudowa bez wątpienia zminimalizuje ryzyko wystąpienia awarii na tym odcinku – zakłada się bezawaryjną pracę przez najbliższe 20 lat oraz włączenie tego odcinka do systemu monitoringu sieci OPEC. Przekazanie placu budowy nastąpi już w środę, 19 kwietnia br., natomiast odbiór końcowy planowany jest na październik 2023. Dofinasowanie unijne do inwestycji wyniesie prawie 2,3 mln PLN, a łączna wartość podpisanego kontraktu opiewa na kwotę 4,7 mln PLN.

Obecni na uroczystym podpisaniu umowy prezesi obu ciepłowniczych spółek z Gdyni i Gdańska nie kryli zadowolenia z faktu nawiązanej współpracy:

Podpisanie umowy z OPEC Gdynia jest dowodem, że wieloletnie doświadczenie GPEC Serwis, naszej spółki wykonawczej, w budowie i modernizacji sieci ciepłowniczych jest doceniane w branży. Filozofia „budujemy jak dla siebie” daje zamierzone efekty. Cieszę się tym bardziej, że to projekt dla naszego bliskiego partnera, właściwie sąsiada. Modernizacja miejskiej sieci ciepłownicze w Gdyni to kolejny krok w kierunku coraz bardziej efektywnego przesyłu w Trójmieście – powiedział po podpisaniu umowy Marcin Lewandowski, Prezes Grupy GPEC.

Gratuluję spółce z Grupy GPEC wygranego przetargu, rozstrzygniętego przez OPEC Gdynia dla ważnego zadania modernizacji gdyńskiej sieci przesyłowej. Doceniamy fachowość i doświadczenie naszych partnerów z Gdańska w realizacji takich przedsięwzięć. Oczekujemy wykonawstwa na wysokim poziomie inżynierskim oraz dotrzymania zawartych w umowie zobowiązań finansowo – terminowych. Cieszę się, że „sieć nas zbliża” i łączy biznesowo, a z efektów tej współpracy będą mogli korzystać mieszkańcy Trójmiasta – podsumował to wydarzenie Wojciech Folejewski, Prezes Zarządu OPEC Gdynia.

Źródło: OPEC Gdynia

STABILNE DOSTAWY CIEPŁA W OTWOCKU

202 0

Modernizacja systemu ciepłowniczego w Otwocku zostanie zrealizowana w ramach programu Ciepłownictwo Powiatowe. Blisko 6,5 mln zł przekazanej dotacji z NFOŚiGW to druga cześć dofinansowania – pod koniec zeszłego roku zadanie zostało wsparte preferencyjną pożyczką w wys. ok. 7,6 mln zł.

Modernizacja sieci potrwa do końca 2025 r. i wniesie przede wszystkim blisko 5,2 km nowej, wymienionej na preizolowaną, sieci kanałowej. Obecne ciągi przesyłowe w Otwocku mają ponad 50 lat i są w znacznym stopniu wyeksploatowane. Generują przez to istotne straty przesyłu. Równolegle w ramach projektu na potrzeby Otwockiego Zakładu Energetyki Cieplnej nastąpi usprawnienie układu wysokosprawnej kogeneracji cieplnej, w tym dostosowanie współpracy przy wytwarzaniu energii dwóch kotłów gazowych o mocy 8 i 4 MW z kaskadą pomp ciepła o całkowitej mocy cieplnej 1MW. Kogeneracja ma pracować w trybie ciągłym, a kaskada pomp ciepła przy odpowiednich – niskich temperaturach zewnętrznych. Całkowita moc cieplna infrastruktury zainstalowanej po modernizacji wyniesie 14,05 MW.

Koszt inwestycji w Otwocku przewidziano na poziomie ok. 17,3 mln zł. Dzięki modernizacji zostanie zmniejszone zużycie energii pierwotnej i energii cieplnej końcowej a także zredukowana emisja dwutlenku węgla do atmosfery. Odbiorcami energii cieplnej będą mieszkańcy budynków wielorodzinnych.

Po zakończeniu realizacji inwestycji lokalna sieć cieplna będzie spełniać kryteria efektywnego systemu ciepłowniczego (zgodne z art. 7b ust 4 ustawy Prawo energetyczne), w którym do produkcji ciepła wykorzystuje się w co najmniej 50% – połączenia ciepła ze źródeł odnawialnych, ciepła odpadowego i ciepła pochodzącego z kogeneracji.

Umowa regulująca przekazanie dotacji została podpisana 14 marca br. w Warszawie przez wiceprezesa zarządu NFOŚiGW Artura Michalskiego oraz prezesa zarządu OZEC Sp. z o.o. Krzysztofa Balcerzaka. Przy sygnowaniu umowy obecny był także prezydent Miasta Otwock – Jarosław  Margielski. Wszystkie udziały w spółce OZEC należą do Gminy Otwock (w woj. mazowieckim).

ODPOWIEDZIĄ NA NAJWAŻNIEJSZE WYZWANIA TRANSFORMACJI ENERGETYCZNEJ JEST SPÓJNA STRATEGIA DZIAŁANIA

617 0

W obecności prezesów spółek energetycznych, 3 kwietnia 2023 r. minister Anna Moskwa omówiła kluczowe założenia trzeciego scenariusza prognostycznego „Polityki energetycznej Polski do 2040 r.” – najważniejszego dokumentu strategicznego, wskazującego kierunki dalszej transformacji energetycznej kraju. Dokument odpowiada też na potrzeby, które sygnalizuje dziś branża elektroenergetyczna oraz strona społeczna.

W trzecim scenariuszu „Polityki energetycznej Polski do 2040 r.” (dalej: PEP 2040), najważniejsze założenia i obszary inwestycyjne sektora elektroenergetycznego zostały określone zgodnie z czterema filarami polityki energetycznej państwa: sprawiedliwej transformacji, budowy zeroemisyjnego systemu energetycznego, poprawy jakości powietrza oraz suwerenności energetycznej. Elementy te dookreśliły ramy transformacji energetycznej dla przedsiębiorstw i jednostek samorządu terytorialnego na najbliższe dekady.

Wybuch wojny w Ukrainie pokazał, jak ważna jest suwerenność energetyczna. Analizy prognostyczne, które zostały przeprowadzone w kontekście tych dramatycznych wydarzeń, pozwoliły jasno określić, które obszary PEP 2040 należy wzmocnić, aby transformacja energetyczna zapewniła nie tylko bezpieczeństwo dostaw energii, ale pozwoliła też na stopniową dekarbonizację wytwarzania energii elektrycznej – wyjaśniła minister Anna Moskwa.

Suwerenność energetyczną rozumiemy jako wykorzystanie zdywersyfikowanych źródeł oraz własnych surowców, w tym efektywne wykorzystanie krajowych zasobów węglowych, rozwój OZE i energetyki jądrowej oraz sieci energetycznych – dodała.

Zgodnie z trzecim scenariuszem PEP 2040, w ciągu najbliższych dwóch dekad przewiduje się bezprecedensowy rozwój nowych mocy: do 2040 r. ilość mocy zainstalowanych ulegnie podwojeniu do poziomu ok. 130 GW. Ponadto, do 2040 r. nastąpi głęboka dywersyfikacja technologiczna miksu elektroenergetycznego, a źródła zeroemisyjne (OZE i atom) będą stanowić ok. 74 proc. mocy zainstalowanych i pokryją ok. 73 proc. zapotrzebowania na energię elektryczną.

Istotną rolę w systemie elektroenergetycznym kraju będą pełnić morskie elektrownie wiatrowe. Prognozuje się, że w 2030 r. ich moc zainstalowana wyniesie 5,9 GW, a dziesięć lat później – już 18 GW. Energetyka wiatrowa na lądzie w 2030 r. może osiągnąć moc 14 GW, a w 2040 r. – 20 GW. Przy założeniu racjonalnego wzrostu, w 2030 r. w Polsce może funkcjonować 27 GW mocy zainstalowanej w fotowoltaice, a w 2040 r. może być to już 45 GW. Łącznie z pozostałymi rodzajami źródeł odnawialnych (na biomasę, biogaz, energię wody) moc osiągalna OZE może wynieść 50 GW w 2030 r. i 88 GW w 2040 r., które wyprodukują ok. 47 proc. energii elektrycznej w 2030 r. i 51 proc. w 2040 r. Natomiast, energetyka jądrowa za siedemnaście lat może wytwarzać blisko 23% energii elektrycznej w kraju.

Odnośnie do energetyki jądrowej (wielkoskalowej i SMR) założono, że w 2040 r. moc zainstalowana wyniesie 7,8 GW, co będzie stanowić ok. 6 proc. całkowitej mocy w KSE. Generacja jądrowa pokryje ok. 23 proc. popytu na energię elektryczną – mówiła minister Anna Moskwa.

Musimy konsekwentnie realizować „Program polskiej energetyki jądrowej” zakładający uruchomienie pierwszego wielkoskalowego bloku jądrowego w 2033 r. i budowę kolejnych jednostek w perspektywie bliskiej 2040 r. Wykorzystamy również potencjał w zakresie rozwoju małych reaktorów jądrowych – podsumowała.

Osiągnięcie celów zdefiniowanych w scenariuszach PEP 2040 wymaga intensywnego rozwoju sieci przesyłowych i dystrybucyjnych, a także zapewnienia stabilnych mocy rezerwowych oraz narzędzi gwarantujących elastyczność pracy systemu. W okresie przejściowym te funkcje pełnić będą źródła węglowe i gazowe.

Zsynchronizowanie tempa transformacji energetycznej kraju z szybkością rozwoju nowych technologii wymaga spójnej polityki energetycznej, uwzględniającej potrzeby konsumentów oraz strategicznych inwestycji angażujących wiele podmiotów, a zwłaszcza koncerny energetyczne.

Z perspektywy PSE istotne są trzy filary  aktualizacji PEP 2040. Pierwszym z nich jest integracja źródeł odnawialnych  z sieciami przesyłowymi i dystrybucyjnymi, w sensie wyprowadzenia i przesyłu mocy, a także zapewnienia wymaganych parametrów jakościowych energii elektrycznej. Drugim filarem jest utrzymanie źródeł konwencjonalnych, rezerwujących generację źródeł OZE zależną od warunków pogodowych, a w dalszej perspektywie rozwój magazynów energii i zwiększenie elastyczności systemu, zarówno w zakresie wytwarzania, jak i odbioru. Trzeci filar to wystarczalność środków operacyjnych, czyli możliwość zarządzania systemem w sytuacji, gdy dynamika jego pracy będzie dużo większa niż obecnie a koordynacji będą podlegać zarówno źródła w sieci przesyłowej, jak i źródła rozproszone przyłączone do sieci dystrybucyjnej. Podstawowym środkiem w tym zakresie powinny być mechanizmy rynkowe, w tym przede wszystkim cena energii – powiedział prezes PSE Tomasz Sikorski– powiedział prezes PSE.

Źródło: MKiŚ

KOLEJNY ETAP BUDOWY NOWEJ ELEKTROCIEPŁOWNI W SIECHNICACH

304 0

Trwa montaż dwóch kotłów odzysknicowych, których kolejne moduły trafiają na plac budowy nowej elektrociepłowni w Siechnicach pod Wrocławiem. Największe z nich ważą 157 ton. Na fundamentach zostały już posadowione turbiny gazowe i turbina parowa. Inwestorem jest Zespół Elektrociepłowni Wrocławskich KOGENERACJA, należący do PGE Energia Ciepła z Grupy PGE. 

– To inwestycja ważna zarówno w kontekście odejścia od węgla w ciepłownictwie na rzecz ekologicznych rozwiązań, jak i bezpieczeństwa energetycznego mieszkańców aglomeracji wrocławskiej. Realizacja tego przedsięwzięcia wpłynie na poprawę efektywności wytwarzania ciepła i energii elektrycznej – podkreśla Andrzej Jedut, prezes zarządu KOGENERACJI.  

Trwająca drugi rok budowa to duże przedsięwzięcie logistyczne, które od KOGENERACJI wymaga skoordynowania nie tylko samego procesu inwestycyjnego, ale również utrzymania skutecznego funkcjonowania działającej od lat w Siechnicach elektrociepłowni. 

Aktualnie trwa instalowanie kluczowych dla procesu technologicznego kotłów odzysknicowych. To urządzenia ciśnieniowe, które wykorzystują ciepło ze spalin turbin gazowych do wytwarzania pary wodnej pod wysokim ciśnieniem o temperaturze sięgającej powyżej 500 stopni C. Para ta użytkowana jest w dalszych procesach technologicznych tj. do produkcji energii elektrycznej przez turbinę parową i generator oraz do wytwarzania ciepła poprzez ogrzewanie wymienników sieciowych. W kotle odzysknicowym zamontowana jest bardzo duża liczba stalowych rur wypełnionych wodą lub parą wodną, tzw. rur wymiennikowych, które nagrzewają się od gorących spalin z turbiny gazowej. Łączna długość rur wymiennikowych w każdym z dwóch kotłów to ponad 44 km – taki dystans trzeba pokonać z Siechnic, aby dotrzeć na Ślężę.

Kotły odzysknicowe dla nowej elektrociepłowni są elementem dostaw firmy Siemens Energy. Zostały przetransportowane drogą morską do Gdańska. Od kilku tygodni są przewożone w częściach, tzw. modułach transportowych do Siechnic. Główne moduły mają blisko 16 metrów długości i 5 m szerokości, różnią się wysokością ze względu na specyfikę ułożenia rur wymiennikowych wewnątrz każdego z nich. Największe moduły ważą ponad 157 ton. 

Równolegle z transportem elementów prowadzony jest montaż kotłów odzysknicowych na specjalnych stalowych konstrukcjach wsporczych. Wykorzystywany jest do tego specjalistyczny żuraw o udźwigu do 650 ton. Pierwszy z kotłów wzniósł się już na wysokość ponad 20 m, drugi ma ok. 8 m. Ostatnim modułem będzie komin kotła, który zwieńczy całą konstrukcję na wysokości 40 m. Montaż kotłów odzysknicowych zakończy się w lipcu br. 

We wszystkich obiektach powstającej elektrociepłowni trwają prace budowlane i instalacyjne o różnym stopniu zaawansowania, angażujące obecnie ok. 500 pracowników firm wykonawczych. Po kilku tygodniach intensywnych przygotowań turbiny gazowe i turbina parowa zostały posadowione na fundamentach. Realizowane są prace polegające na precyzyjnych pomiarach i osiowaniu turbozespołów gazowych. 

Wyraźnie widoczna jest już konstrukcja akumulatora ciepła, który w nowej elektrociepłowni będzie odpowiadał za stabilizację obciążenia źródeł ciepła przy zmiennym zapotrzebowaniu oraz za pokrywanie chwilowego szczytowego zapotrzebowania na ciepło. 

– Akumulator ciepła zwiększy elastyczność pracy urządzeń, sprawność oraz dyspozycyjność wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, optymalizację kosztów produkcji oraz dostawy ciepła w sytuacjach awaryjnych – tłumaczy Andrzej Jedut.

Montaż płaszcza stalowego akumulatora ciepła odbywa się od dołu. Dach unoszą podnośniki hydrauliczne, aby pod jego konstrukcją mogły powstawać kolejne pierścienie obudowy. Zbiornik akumulatora ma 24 m średnicy, a jego docelowa wysokość wyniesie 34 metry, dając objętość użytkową 13 tys. metrów sześciennych. Zakończenie budowy konstrukcji przewidziane jest w drugim kwartale br. 

Wszystkie instalacje gazowe niezbędne do zasilania palników kotłów wodnych, kotłowni rezerwowo-szczytowej wraz ze stacją przygotowania gazu są już po próbach wytrzymałości.  Montowana jest aparatura kontrolno-pomiarowa. Równolegle trwają prace montażowe na instalacjach wyprowadzających moc cieplną z nowej elektrociepłowni.

Harmonogram całej inwestycji zakłada uruchomienie bloku gazowo-parowego w pierwszej połowie 2024 r. Na realizację projektu zostało udzielone dofinansowanie w formie dotacji ze środków Mechanizmu Finansowego Europejskiego Obszaru Gospodarczego na lata 2014-2021 (MF EOG 2014-2021) w ramach obszaru priorytetowego Środowisko, gdzie realizowany jest Program Środowisko, Energia i Zmiany Klimatu, którego Operatorem jest Ministerstwo Klimatu przy wsparciu Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (NFOŚiGW) oraz pożyczek preferencyjnych z programów NFOŚiGW („Energia Plus” i „Współfinansowanie projektów realizowanych w ramach MF EOG 2014-2021”).

Źródło: Zespół Elektrociepłowni Wrocławskich KOGENERACJA S.A., PGE Energia Ciepła

NFOŚIGW WESPRZE FINANSOWO GRUNTOWNĄ MODERNIZACJĘ MIEJSKIEGO SYSTEMU CIEPŁOWNICZEGO W OLECKU I PISZU

321 0

Inwestycje związane z rozbudową, modernizacją i transformacją miejskiego ciepłownictwa zostaną przeprowadzone w Olecku i Piszu dzięki dofinansowaniu z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Środki własne NFOŚiGW, udostępnione przedsiębiorstwom energetyki cieplnej z obu miast w ramach programu „Ciepłownictwo Powiatowe”, pozwolą zbudować nowe odcinki sieci ciepłowniczej, przyłącza i węzły cieplne oraz poprawić efektywność dystrybucji ciepła (Olecko) oraz zainstalować kocioł na biomasę i stworzyć nową część sieci ciepłowniczej (Pisz). Umowy z beneficjantami zostały podpisane 22 marca br. w siedzibie NFOŚiGW – w obecności parlamentarzystów z województwa warmińsko-mazurskiego.

Celem programu priorytetowego „Ciepłownictwo Powiatowe”, z którego skorzystają miejskie spółki w Olecku i Piszu, jest zmniejszenie negatywnego oddziaływania przedsiębiorstw ciepłowniczych na środowisko, w tym poprawa jakości powietrza. W ramach programu można wnioskować o dofinansowanie w formie dotacji do 50 proc. kosztów kwalifikowanych, przy czym warunkiem otrzymania bezzwrotnej pomocy jest jednoczesne zaciągnięcie w NFOŚiGW pożyczki, będącej uzupełnieniem kosztówinwestycji. Program skierowany jest do przedsiębiorstw ciepłowniczych, w których moc cieplna zamówiona systemu ciepłowniczego nie przekracza 50 MW.

Powyższe warunki spełnia zarówno Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej w Olecku, jak i Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej w Piszu, dlatego NFOŚiGW pozytywnie rozpatrzył wnioski obu spółek o dofinansowanie projektów przewidujących rozwój i unowocześnienie miejskich systemów ciepłowniczych. Ekologiczne znaczenie inwestycji, które wesprze NFOŚiGW w Olecku i Piszu, jest tym większe, że dotyczy transformacji ciepłownictwa w mazurskich miastach licznie odwiedzanych przez turystów i przez to szczególnie dbających o jakość powietrza. 

– W ramach programu „Ciepłownictwo Powiatowe” oferujemy wsparcie dla różnorodnych przedsięwzięć, które dotyczą ograniczenia lub uniknięcia szkodliwych emisji do atmosfery oraz zmniejszenia zużycia surowców pierwotnych – wyjaśnia wiceprezes Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, Artur Michalski. – Chętnie przekazujemy dofinansowanie na inwestycje z zakresu modernizacji i rozbudowy sieci ciepłowniczych oraz na tworzenie nowych źródeł ciepła i energii elektrycznej, zwłaszcza z OZE i kogeneracji, w tym na przedsięwzięcia dotyczące budowy jednostek wytwórczych wraz z podłączeniem ich do sieci dystrybucyjnej. Zależy nam zwłaszcza na wspieraniu w tym zakresie niedużych przedsiębiorstw ciepłowniczych w mniejszych miejscowościach, które mają ograniczone możliwości finansowe i inwestycyjne, a chcą się rozwijać i zarazem chronić środowisko naturalne. Dlatego wsparliśmy projekty zgłoszone przez spółki w Olecku i Piszu. To inwestycje, które wpłyną na poprawę jakości powietrza w obu tych turystycznych miastach, a jednocześnie będą dla nich impulsem rozwojowym – dodaje wiceszef NFOŚiGW. 

Dzięki wsparciu z NFOŚiGW Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej w Olecku, w którym 100 proc. udziałów posiada gmina Olecko, przeprowadzi modernizację oraz rozbudowę sieci, przyłączy i węzłów cieplnych, w wyniku czego nastąpi znaczna poprawa efektywności dystrybucji ciepła w mieście. Projekt przewiduje stworzenie nowej sieci cieplnej o długości 1790 mb w technologii rur preizolowanych wraz z 14 przyłączami – w celu likwidacji lokalnych źródeł ciepła opalanych paliwem stałym. Do sieci cieplnej zostaną podłączone domy mieszkalne (jedno- i wielorodzinne) oraz budynki usługowe i użyteczności publicznej. Ponadto zmodernizowany będzie odcinek już istniejącej sieci cieplnej wraz z dwoma przyłączami. 

Całkowity koszt tej inwestycji to 6,9 mln zł. NFOŚiGW przekaże beneficjentowi ponad 2,8 mln zł dotacji i również ponad 2,8 mln zł pożyczki, co łącznie pokryje 100 proc. kosztów kwalifikowanych przedsięwzięcia, które wynoszą ponad 5,6 mln zł. Efektem rzeczowym dofinansowanej inwestycji będzie ogółem 3,29 km sieci cieplnej i 14 węzłów cieplnych, natomiast efekt ekologiczny to zmniejszenie zużycia energii pierwotnej o 5845,03 GJ/rok i ograniczenie emisji dwutlenku węgla o 767,71 ton/rok. 

Z kolei Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej w Piszu, którego 100-procentowym udziałowcem jest gmina Pisz, przy wsparciu finansowym z NFOŚiGW zrealizuje dwie inwestycje. Pierwsza z nich to uruchomienie kotła o mocy 5 MW opalanego biomasą w postaci zrębki drzewnej, wraz z instalacją odzysku ciepła ze spalin w procesie kondensacji. Powstanie także układ magazynowania i podawania paliwa oraz system odprowadzania spalin i odpopielania. Rzeczowym efektem przedsięwzięcia będzie dodatkowa zdolność wytwarzania energii cieplnej ze źródeł opalanych biomasą na poziomie 6 MW. Natomiast efekt ekologiczny to 50.000 GJ/rok energii cieplnej wytwarzanej ze źródeł odnawialnych. Na ten projekt, wart w sumie ponad 24,9 mln zł, PEC Sp. z o.o. w Piszu otrzyma z NFOŚiGW nieco ponad 10 mln zł dotacji i również trochę ponad 10 mln zł pożyczki. Oba dofinansowania pokryją 100 proc. kosztów kwalifikowanych inwestycji, wynoszących prawie 20,2 mln zł. 

Inny projekt w Piszu wsparty przez NFOŚiGW to pierwszy etap budowy sieci ciepłowniczej do projektowanego osiedla „Wschód 2”. Powstanie sieć o długości około 795 metrów pomiędzy istniejącą ciepłownią przy ul. Jagodnej w Piszu a terenem, na którym ma powstać nowe osiedle domów jednorodzinnych i wielorodzinnych. Ekologicznym efektem tej inwestycji, która ma być realizowana w dwóch etapach, będzie zmniejszenie emisji dwutlenku węgla o 277 ton/rok. Całkowity koszt projektu wynosi prawie 2 mln zł, a koszty kwalifikowane – ponad 1,6 mln zł. Dofinansowanie z NFOŚiGW to ponad 665 tys. zł dotacji i prawie 946 tys. zł pożyczki. Obie kwoty pokryją 100 proc. kosztów kwalifikowanych przedsięwzięcia.

W dniu 22 marca br. w siedzibie Narodowego Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej odbyło się uroczyste zawarcie umów w sprawie przekazania dotacji i pożyczek miejskim spółkom ciepłowniczym w Olecku i Piszu. W imieniu Narodowego Funduszu podpisał je wiceprezes NFOŚiGW Artur Michalski. Ze strony Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej w Olecku podpisy złożyli burmistrz Karol Sobczak i prezes zarządu PEC Sp. z o.o. Marcin Małecki, a ze strony Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej w Piszu – prezes tej spółki, Marek Znojek. 

O randze wydarzenia świadczył fakt, że odbyło się ono z udziałem parlamentarzystów z województwa warmińsko-mazurskiego: senator Małgorzaty Kopiczko, poseł Iwony Arent i posła Jerzego Wojciecha Małeckiego. W swoich wystąpieniach przedstawiciele Sejmu i Senatu podkreślali, że dofinansowanie przekazane miejskim spółkom ciepłowniczym w Olecku i Piszu to kolejny, istotny krok w kierunku poprawy stanu powietrza, a tym samym zdrowia i jakości życia mieszkańców obu mazurskich miast, a także turystów i wczasowiczów licznie odwiedzających Olecko i Pisz. 

Parlamentarzyści wyrazili zadowolenie, że Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, realizując ideę zrównoważonego rozwoju Polski, wspiera proekologiczne przedsięwzięcia na terenie Warmii i Mazur, czyli w regionie, który – choć stanowi jedną z pereł polskiej turystyki i skarbnicę krajowych zasobów przyrodniczych – przez lata był zaniedbywany pod względem publicznych inwestycji. Wielomilionowe wsparcie finansowe przekazane przez NFOŚiGW na projekty realizowane w Olecku i Piszu przyczyni się nie tylko do ochrony powietrza i klimatu na tamtym obszarze, ale zarazem wpłynie na gospodarczy i społeczny rozwój obu miast i ich okolic. 

Źródło: NFOŚiGW