Polskie ciepłownictwo w I półroczu 2024 - SERWIS INFORMACYJNY CIRE 24

„Członkostwo w UE przyniosło dynamiczny rozwój polityki i działań na rzecz ochrony klimatu zarówno w Polsce, jak i w innych państwach członkowskich. Ambitna polityka ochrony klimatu jest zorientowana przede wszystkim na osiąganie celów w zakresie ograniczania emisji gazów cieplarnianych. Jej zasięg stale się rozszerza, obejmując kolejne sektory, źródła emisji, a nawet obszary, wychodząc poza granice UE za pośrednictwem takich rozwiązań jak graniczny podatek węglowy (CBAM).

Kamieniem milowym, który nakreślił kierunek przyszłym działaniom państw członkowskich UE w dziedzinie ochrony klimatu, było wprowadzenie w 2004 r. europejskiego systemu handlu uprawnieniami do emisji (EU ETS), największego w skali całego świata tego rodzaju rozwiązania, które objęło w całej UE prawie 12 tys. instalacji (odpowiedzialnych za 40 proc. emisji dwutlenku węgla). Funkcjonowanie EU ETS na przestrzeni tych blisko 20 lat przyczyniło się do zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych w UE o 44 proc. Obecnie pod wpływem pakietu regulacyjnego „Fit for 55” obserwujemy proces rozszerzania tego rodzaju rynkowych mechanizmów na kolejne sektory” – czytamy w raporcie PAP „20 lat Polski w Unii Europejskiej” z kwietnia 2024 r.

Według raportu Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie (IGCP) z grudnia ub. roku „Transformacja i rozwój ciepłownictwa systemowego w Polsce 2023” najbliższe lata będą kluczowe dla rozwoju ciepłownictwa systemowego. Dziś sektor, z którego korzysta blisko 15 mln Polaków, jest obarczony ryzykiem nieprzewidywalnych i istotnych wahań cen paliw.

Jak wyliczyli eksperci Polskiego Towarzystwa Elektrociepłowni Zawodowych (PTEZ), dekarbonizacja polskiego ciepłownictwa systemowego – w ramach osiągnięcia celów określonych w pakiecie „Fit for 55” – może, w zależności od scenariusza poniesienia nakładów, kosztować od 276 mld zł do nawet 418 mld zł, z tego: od 94 mld zł do 178 mld zł – na infrastrukturę wytwórczą, od 76 mld zł do 100 mld zł – na infrastrukturę przesyłową i dystrybucyjną, od 106 mld zł do 140 mld zł – na modernizację instalacji odbiorczych.

Skala wyzwań przekracza wszystkie dotychczasowe, co przekłada się również na ogromny poziom kosztów transformacji. Z tej perspektywy najważniejsze jest, aby z jednej strony, zapewnić dostępność odpowiednich środków, ale z drugiej strony, konieczne jest podjęcie kroków, aby zagwarantować mieszkańcom Polski ciepło po akceptowalnej cenie – wskazała podczas „XVI. Europejskiego Kongresu Gospodarczego” w Katowicach Dorota Jeziorowska, Dyrektor PTEZ.

Z kolei, podczas prezentacji zarysu raportu „Mapa drogowa dla magazynów ciepła w Polsce” (3 czerwca br.) uczestnicy spotkania zorganizowanego w Centrum Prasowym PAP sformułowali szereg wniosków przemawiających za koniecznością budowania magazynów ciepła.

„Nie wyobrażamy sobie już nowoczesnego, wydajnego systemu energetycznego bez magazynów ciepła” – oświadczył Bogusław Regulski, Prezes Zarządu Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie.

Według założeń dekarbonizacji sektora energetycznego, w najbliższych latach w Polsce nastąpi szybki wzrost udziałów energii z pogodozależnych OZE, czyli energii z wiatru i słońca, aby docelowo ograniczyć emisje CO2 do atmosfery, zmniejszyć ślad węglowy oraz obniżyć ceny energii dla mieszkańców, przemysłu i usług.

W 2023 r. mikroinstalacje OZE wprowadziły do sieci dystrybucyjnych ponad 7,3 TWh energii elektrycznej. W 2023 r. udział energii ze źródeł pogodozależnych, wytwarzanych przez OZE, wyniósł 87,9 proc. energii z OZE, co stanowiło 23,7 proc. ogółem wytworzonej energii elektrycznej.

Konieczność dostosowania ciepłownictwa do wymagań dyrektyw UE i osiągnięcia statusu przedsiębiorstw efektywnych energetycznie wymaga elektryfikacji i gromadzenia nadwyżek energii właśnie w magazynach ciepła – powiedział Krzysztof Kochanowski, Wiceprezes Zarządu Stowarzyszenia Polska Izba Magazynowania Energii i Elektromobilności PIME.

Magazyny ciepła można klasyfikować wg szeregu kryteriów, np. rodzaju nośnika ciepła (woda, ciała stałe, stopione sole); temperatury magazynowania (niskotemperaturowe do 100 stop. C, wysokotemperaturowe do 800 stop. C); czasu magazynowania (dobowe, krótkoterminowe, sezonowe). Można także rozróżniać magazyny pod względem zastosowania: prosumenckie, przemysłowe i ciepłownicze.

Rynek zdominują magazyny pozwalające łączyć wiele źródeł energii. Sektor jest dobrze przygotowany i oferuje wiele rozwiązań korzystnych dla klientów. Dzisiaj najlepsze wobec wyzwań dekarbonizacyjnych wydają się wielkoskalowe, sezonowe magazyny ciepła – oświadczył Mariusz Twardawa z Instytutu Energetyki Odnawialnej.

Ciepłownictwo to sektor, który ma chyba największy potencjał na korzystanie z magazynów energii i powinno być zainteresowane rozwiązaniami, oferowanymi przez branżę – przyznał Konrad Purchała z Polskich Sieci Elektroenergetycznych, zastrzegając, iż duże znaczenie będą miały koszty, jakie będą musieli ponosić inwestorzy i na jakie programy wsparcia będą mogli liczyć.

O programach, dzięki którym będą możliwe instalacje magazynów ciepła, mówiła również Aneta Więcka z Narodowego Centrum Badań i Rozwoju, wskazując, iż NCBR stara się tworzyć linie wsparcia, które „wyprzedzają” trendy na rynku. Mówiąc o dekarbonizacji, nie wyobrażamy sobie systemu energetycznego bez magazynów ciepła, gdyż nowoczesny system bez nich nie zaistnieje – stwierdziła.

Wszyscy powoli dochodzimy do wniosków, że magazyny ciepła są potrzebne. Mam nadzieję, że wspólne działania środowisk z sektora energetycznego i ciepłowniczego doprowadzą do tego, iż sektor magazynów będzie się dynamicznie rozwijał – podsumował Grzegorz Wiśniewski, Prezes Zarządu Instytutu Energetyki Odnawialnej.

W pierwszych dniach czerwca, PTEZ opublikowało bardzo znaczący – w kontekście koniecznych zmian w polskim ciepłownictwie – raport pt. „Potencjał wykorzystania technologii Power to Heat w transformacji sektora ciepłownictwa systemowego w Polsce”. Jego prezentacji dokonano podczas „V. Kongresu Kogeneracji” w Kazimierzu Dolnym. Dokument istotny, bo dotyczący wyłącznie konkretnej technologii wytwarzania ciepła, jaką jest Power to Heat – nie obejmujący innych technologii wytwarzania ani pozostałych znaczących elementów procesu transformacji, jakimi są modernizacja infrastruktury przesyłowej i dystrybucyjnej oraz instalacji odbiorczych i rozprowadzających ciepło w budynkach, ale mający za zadanie odpowiedzieć na kluczowe pytanie: „Czy, jak oraz w jakim stopniu technologia Power to Heat może wspierać transformację sektora ciepłowniczego po stronie źródeł wytwórczych?”

Realizacja celów w zakresie polityki klimatycznej i energetycznej stawia przed polskim ciepłownictwem sieciowym szereg wyzwań. Będzie wymagała przede wszystkim wprowadzenia nowych technologii zero- i niskoemisyjnych, które zastąpią jednostki wytwórcze wykorzystujące paliwa kopalne. Kluczowym wyzwaniem, z perspektywy przedsiębiorstw energetycznych działających w sektorze ciepłowniczym, jest spełnienie nowych kryteriów efektywnego systemu ciepłowniczego, w tym zwiększanie udziału energii z OZE.

Jednocześnie, nie można zapomnieć o zapewnieniu konkurencyjności cenowej ciepła systemowego. Aby te cele mogły zostać zrealizowane, niezbędna jest elektryfikacja ciepłownictwa za pośrednictwem wdrożenia technologii Power to Heat. Zwiększenie udziału energii OZE w systemach ciepłowniczych uwarunkowane jest nie tylko dostępnością odpowiednich technologii, ale również regulacjami krajowymi, które powinny wspierać proces dekarbonizacji sektora.

Technologie Power to Heat, to przede wszystkim pompy ciepła i kotły elektrodowe, które umożliwiają konwersję energii elektrycznej na ciepło bądź chłód. Jednocześnie, mając na uwadze specyfikę produkcji energii elektrycznej związaną z dużą liczbą pogodowozależnych instalacji OZE przyłączonych do krajowego systemu elektroenergetycznego, przewiduje się istotną rolę wykorzystania magazynów ciepła.

Rynek ciepła systemowego w Polsce jest jednym z największych w Europie. Ciepło systemowe wykorzystywane jest do celów grzewczych w 52,2 proc. gospodarstw domowych w Polsce. Jednocześnie polskie systemy ciepłownicze w dalszym ciągu opierają się głównie na paliwach kopalnych – w 2022 r. udział węgla w produkcji ciepła koncesjonowanego wyniósł 66,2 proc., paliw gazowych – 9,3 proc., a źródeł OZE – 12,6 proc.

Zgodnie z postanowieniami „Europejskiego Zielonego Ładu” oraz biorąc pod uwagę regulacje pakietu „Fit for 55”, wszystkie systemy ciepłownicze do 2050 r. będą musiały osiągnąć neutralność klimatyczną.
Co istotne, pierwsze znaczące zmiany regulacyjne mające zastosowanie do istniejących systemów ciepłowniczych wchodzą w życie już od 1 stycznia 2028 r., co powoduje, biorąc pod uwagę okres trwania procesów inwestycyjnych w energetyce (4-7 lat), że czasu na zaplanowanie strategii dekarbonizacji danego systemu ciepłowniczego, podjęcie niezbędnych decyzji inwestycyjnych i ich realizację, jest niewiele.

Regulacje pakietu „Fit for 55”, w połączeniu z przeprowadzoną wielowariantową analizą ekonomiczną i techniczną, pozwoliły na określenie technologii wytwarzania ciepła możliwych do zastosowania w celu wypełnienia wymogów polityki klimatyczno-energetycznej, ze szczególnym uwzględnieniem spełnienia kryterium efektywnego systemu ciepłowniczego, który warunkuje możliwość uzyskania i utrzymania pomocy publicznej na inwestycje. Do katalogu tych technologii należą m.in. źródła gazowe, źródła biomasowe, geotermia, ciepło odpadowe oraz technologie Power to Heat.

Instalacje Power to Heat, których zastosowanie polega na wykorzystaniu urządzeń konwertujących energię elektryczną na ciepło bądź chłód, mogą w sposób znaczący partycypować w procesie dekarbonizacji ciepłownictwa systemowego, jak i wpływać na optymalizację kosztów transformacji.

W sektorze ciepłownictwa systemowego wyróżniamy dwie wiodące technologie Power to Heat:

• pompy ciepła – sprężarkowe, wielkoskalowe pompy ciepła – wykorzystujące energię elektryczną do podnoszenia parametrów ciepła pobieranego z otoczenia (z powietrza, wody, gruntu – to tzw. dolne źródło ciepła) i przekazywania („pompowania”) go do zasilania systemu ciepłowniczego (tzw. górnego źródła ciepła).

• kotły elektrodowe – bezpośrednio wykorzystują energię elektryczną do podgrzania wody do określonej temperatury, stąd też mogą być stosowane w systemach ciepłowniczych pracujących na wysokich temperaturach – takich, jakie obecnie występują w ciepłownictwie systemowym w Polsce.

Dodatkowo, do spektrum technologii Power to Heat wchodzą akumulatory ciepła i sezonowe magazyny ciepła.

W skali europejskich jak i polskich systemów ciepłowniczych, można wskazać jednostkowe przykłady wielkoskalowego zastosowania technologii Power to Heat. Na pierwszym miejscu można tutaj wymienić kotły elektrodowe zainstalowane przez Grupę PGE w Elektrociepłowni Gdańsk (dwa kotły elektrodowe o mocy 35 MWt każdy) oraz zrealizowany przez Grupę Veolia projekt Szlachęcin (układ pompy ciepła o mocy 1,7 MW).

Jeśli chodzi o doświadczenia europejskie – największa w Finlandii instalacja pompy ciepła powietrze-woda połączona z siecią ciepłowniczą została uruchomiona w czerwcu 2023 r. (11 MWt), w tym samym mieście zostały tez uruchomione w 2023 r. dwa kotły elektrodowe o łącznej mocy 100 MW.

Plany dotyczące rozwoju Power to Heat są bardzo ambitne – obejmują one m.in. realizowany przez Fortum we Wrocławiu projekt Wrompa (12,5 MWt), znaczący rozwój pomp ciepła w Poznaniu realizowany przez Veolię (łącznie 34,2 MWt)), pompy ciepła (383 MWt) i kotły elektrodowe (690 MWt) w lokalizacjach, w których system ciepłowniczy jest zasilany przez PGE, a także inne projekty, które są w fazie planowania.

Technologie Power to Heat, zarówno pompy ciepła, jak i kotły elektrodowe w układzie z magazynami ciepła, są jednymi z kluczowych rozwiązań, które pozwolą na dekarbonizację naszych systemów ciepłowniczych w sposób efektywny ekonomicznie, umożliwiając jednocześnie ich transformację w kierunku zgodnym z kryteriami efektywnego systemu ciepłowniczego, którego definicja została określona w zmienionym art. 26 dyrektywy ws. efektywności energetycznej (EED).

Wspominając o raporcie PTEZ nie sposób pominąć opracowania Narodowego Centrum Badań i Rozwoju pt. „Koncepcja dekarbonizacji ciepłownictwa systemowego wg NCBR”, w którym zwraca się uwagę, że „(…) konieczne jest postrzeganie ciepłownictwa jako składowej systemu energetycznego, bazującego głównie na energii elektrycznej. Sektor ciepłowniczy nie powinien stanowić obciążenia systemu, lecz wspomagać go, z jednej strony wykorzystując nadwyżki energii w okresie jej nadprodukcji z pogodozależnych źródeł energii, z drugiej zaś, dostarczając energię elektryczną w okresie jej niedostatecznej podaży.

Jak podkreślają autorzy opracowania dotychczasowy model pozyskiwania energii za pomocą spalania chemicznych nośników energii (paliw kopalnych i biomasy) zostanie zastąpiony energią elektryczną ze źródeł wiatrowych, fotowoltaicznych i ewentualnie elektrowni jądrowych. Ich dyspozycyjnym uzupełnieniem będą elektrownie gazowe, dla których bezemisyjnym paliwem będą biometan i wodór.

Rolę krótkoterminowych (skala czasowa godzin) magazynów energii będą pełniły elektrownie szczytowo-pompowe (ESP) i magazyny bateryjne. Średnioterminowymi magazynami energii (skala czasowa dni) będą magazyny ciepła. Długoterminowymi zaś magazyny oparte o nośniki chemiczne, takie jak biometan i wodór. Elektryfikacja gospodarki będzie dotyczyła prawie wszystkich sektorów (włącznie z ogrzewaniem budynków, transportem lądowym i przemysłem). W pozostałych, takich jak: lotnictwo, żegluga dalekomorska, wojsko, procesy przemysłowe np. rafinerie czy produkcja nawozów, wykorzystywany będzie wodór wytwarzany w procesie elektrolizy. Nastąpi integracja sektorów, w której zelektryfikowane ciepłownictwo będzie odgrywało istotną rolę.”

Powinniśmy zastępować bloki węglowe gazowymi, głównie kogeneracyjnymi (elektrociepłownie) wbrew opiniom, że „błękitne paliwo” to przeżytek. Gaz daje nam optymalną możliwość jak najszerszego wykorzystania OZE w systemie energetycznym. Daje też potrzebną systemowi elastyczność. W sytuacji powstawania nadwyżek mocy z OZE współczesne elektrociepłownie będą zasilały sieć ciepłowniczą energią z nich poprzez pompy ciepła. Kiedy OZE produkować będą mniej, wówczas źródła gazowe i biogazowe dadzą brakującą moc do systemu energetycznego – powiedział w kwietniu br. Grzegorz Onichimowski, Prezes Zarządu Polskich Sieci Elektroenergetycznych.

17 czerwca odbyła się premiera raportu UN Global Compact Network Poland pt. „Transformacja energetyczna w Polsce”.

Jednymi z kluczowych zagadnień badanym w raporcie są ciepłownictwo systemowe oraz stabilizacja sieci elektroenergetycznych.

Jak pisze w swojej analizie „Transformacja ciepłownictwa systemowego i zastosowanie nowych technologii” Remigiusz Nowakowski – Prezes DISE Energy „Priorytetem dla transformacji ciepłownictwa w Polsce powinno być możliwie szybkie odejście od spalania najbardziej emisyjnych paliw kopalnych i szybkie zwiększenie udziału OZE w systemach ciepłowniczych. Kluczowymi technologiami powinny być zeroemisyjne źródła odnawialne, gwarantujące praktycznie całkowite wyeliminowanie emisji CO2. Gaz ziemny powinien pełnić rolę jedynie przejściową i być wykorzystywany tylko w technologii kogeneracji zasilającej głównie duże systemy, gdzie implementacja technologii odnawialnych sprawia największe trudności i wymaga najwięcej czasu, a wykorzystanie źródeł gazowych powinno mieć charakter pracy szczytowej lub podszczytowej domykającej bilans zapotrzebowania na ciepło.

Poza źródłami odnawialnego ciepła ważne będzie wykorzystanie lokalnie dostępnych źródeł ciepła odpadowego, a także wykorzystanie do produkcji ciepła paliw lokalnych, takich jak biomasa lub odpady komunalne, których dalszy recykling jest niemożliwy lub nieopłacalny.

Zdecydowanie dominującym trendem dekarbonizacji ciepłownictwa będzie wykorzystanie pomp ciepła zasilanych energią z OZE, a integracja systemów elektroenergetycznego i ciepłowniczego umożliwi elektryfikację na dużą skalę.

Pełna transformacja ciepłownictwa nie będzie możliwa bez dalszej redukcji zapotrzebowania na ciepło w budynkach i zwiększenia efektywności jego wykorzystania. Dlatego oba procesy – dekarbonizacji i termomodernizacji – muszą przebiegać równolegle, a ich dynamika będzie wyznaczana poprzez cele wynikające z kolejnych, coraz ambitniejszych regulacji europejskich.”

Wartość indeksu PSCMI2 w okresie listopad 2023 r. – maj 2024 r.

Opracowanie własne na podstawie danych ARP
Indeks PSCMI2 (Polish Steam Coal Market Index) wyraża ceny węgla dla ciepłowni przemysłowych i komunalnych (do wytwarzania ciepła)

A.   Najważniejsze wydarzenia

Grudzień 2023-Styczeń 2024

• 13 grudnia 2023 r. nastąpiło zamknięcie aukcji na premię kogeneracyjną, którą przeprowadził Urząd Regulacji Energetyki. Premię uzyskała PGE Energia Ciepła z Grupy PGE. Spółka otrzymała wsparcie dla dwóch zgłoszonych projektów – jednostek kogeneracji gazowej w Oddziałach PGE Energia Ciepła: w Krakowie i w Gdyni.

Oba zwycięskie projekty są na etapie przygotowania do realizacji. Inwestycje w Krakowie i w Gdyni przewidują zabudowę układów wysokosprawnej kogeneracji opartych na silnikach gazowych o mocy do 49,9 MWe. Projekt w Gdyni jest w końcowym etapie pozyskiwania Finalnej Decyzji Inwestycyjnej, natomiast dla projektu w Krakowie przewiduje się publikację przetargu na dostawę technologii w pierwszej połowie 2024 r. Równolegle do prac przygotowawczych zabudowy silników gazowych trwają prace nad budową gazociągów zasilających silniki w paliwo gazowe.

Planowany termin przekazania do eksploatacji, to 2026 r.

• 28 grudnia 2023 r. Przedsiębiorstwo Gospodarki Komunalnej Radomsko podpisało umowę z Narodowym Funduszem Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej na udostępnienie środków na budowę ciepłowni miejskiej z kotłem wodnym zasilanym biomasą o mocy 12,5 MWt.

Całkowity koszt inwestycji wyniesie ponad 55,7 mln zł. NFOŚiGW w ramach Programu priorytetowego „Ciepłownictwo powiatowe” przekaże ok. 22,7 mln zł w formie dotacji oraz ok. 22,7 mln zł jako pożyczkę.

Inwestycja zakłada, oprócz postawienia nowego budynku ciepłowni i montażu kotła na biomasę, także budowę układu pompowo-kolektorowego i systemu oczyszczania spalin, modernizację stacji uzdatniania wody, montaż automatyki, kolektorów i rurociągów ciepłowniczych oraz przyłącze zewnętrzne.

Uruchomienie nowej ciepłowni zaplanowane jest do końca 2026 r.

Ilość wytworzonego ciepła ze źródeł odnawialnych wyniesie ponad 236 GWh/rok. Planowane jest zmniejszenie rocznej emisji CO2 o ok. 26 tys. ton.

• Miejskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej w Tarnowie otrzymało 29 grudnia 2023 r. decyzję środowiskową, która umożliwia rozpoczęcie prac związanych z budową miejskiej spalarni odpadów. Nowy obiekt będzie ekospalarnią, czyli nowoczesną i bezpieczną dla zdrowia i środowiska elektrociepłownią, w której produkowane będzie ciepło i energia elektryczna w całości przeznaczone na potrzeby mieszkańców Tarnowa. Paliwem w tarnowskiej ekospalarni będą wytwarzane przez mieszkańców, nienadające się do recyklingu, przetworzone odpady komunalne, tzw. paliwo pre-RDF. Obecnie odpady–pre-RDF są wywożone z Tarnowa i służą jako paliwo m.in. dla cementowni. Rocznie ekospalarnia będzie mogła przetworzyć 40 tys. ton odpadów.

Cała inwestycja powinna być zakończona w ciągu ok. 5 lat, a jej budżet, to prawie 250 mln zł.

• Magazyn MIT Technology Review uznał pompy ciepła za jedną z 10 przełomowych technologii, które będą miały największy realny wpływ na świat w 2024 r. Większość pozycji na liście, co nie dziwi, zajęły technologie z branży informatycznej, jednak w obszarze energii, oprócz pomp ciepła, wskazano jeszcze dwie przełomowe technologie: superwydajne ogniwa słoneczne oraz zaawansowane systemy geotermalne.

Magazyn MIT Technology Review, wydawany przez amerykańską uczelnię Massachusetts Institute of Technology, od 24 lat, co roku, przedstawia listę 10 technologii mających największy potencjał, by odmienić nasz świat w nadchodzących latach. Przeglądy te obejmują szeroki zakres dziedzin, od biotechnologii i sztucznej inteligencji po obliczenia, robotykę i technologię klimatyczną, oraz odzwierciedlają dynamiczny charakter postępu technologicznego. Każda z wyróżnionych technologii odgrywa ważną rolę w swojej dziedzinie, wpływając na różne aspekty życia codziennego i działalności przemysłowej. W tym roku szczególne znaczenie przypisano innowacjom w obszarze komputerów, mediów społecznościowych, opieki zdrowotnej i czystej energii.

• Według komunikatu NFOŚiGW z 18 stycznia, łącznie 83,8 mln zł dotacji i pożyczek trafi do spółki Mo-BRUK z przeznaczeniem na modernizację i rozbudowę linii termicznego przekształcania odpadów niebezpiecznych w Karsach (woj. świętokrzyskie). Pozwoli to zwiększyć wydajność całej funkcjonującej instalacji i przetwarzać rocznie docelowo ok. 25 tys. ton odpadów niebezpiecznych poddając je odzyskowi.

Dofinansowania zostaną przekazane przez NFOŚiGW z zasobu programu „Racjonalna gospodarka odpadami, Część 2) Instalacje gospodarowania odpadami”.

Przedsięwzięcie obejmie m.in. wymianę pieca obrotowego do termicznego przetwarzania odpadów, wymianę infrastruktury odzysku ciepła, modernizację systemu oczyszczania spalin oraz montaż modułu ORC zapewniającego odzysk energii. Gorąca woda uzyskana w procesie spalania w instalacji termicznego przetwarzania odpadów wykorzystywana będzie na potrzeby zakładu. Nadmiar ciepła z procesu zostanie skierowany do modułu ORC, który będzie wytwarzał energię elektryczną w szacowanej ilości ok. 8,3 MW na potrzeby zakładu. Pozwoli to na zmniejszenie zapotrzebowania instalacji na energię elektryczną dostarczaną z zewnątrz.

Zadanie ma zostać zrealizowane do końca lipca br.

• 22 stycznia koalicja 19 organizacji europejskich, w tym stowarzyszeń branżowych, organizacji pozarządowych, grup konsumenckich i think-tanków, wystosowała pilny apel do przewodniczącej Komisji Europejskiej Ursuli von der Leyen. Organizacje ostrzegają, że nieoczekiwane opóźnienie w ogłoszeniu „Planu działania na rzecz pomp ciepła”, którego publikacja była wyznaczona przez KE na I kwartał 2024 r., a teraz została przełożona na czas po wyborach do Parlamentu UE, zagraża transformacji energetycznej Europy.

Opóźnienie przez KE publikacji „Planu działania na rzecz pomp ciepła” – pomimo znacznego postępu prac nad tym dokumentem oraz pilnej potrzeby ożywienia sprzedaży pomp ciepła, która w ostatnim czasie znacznie spowolniła – grozi pogłębieniem negatywnych tendencji na rynkach europejskich. Podważa także długoterminową jasność polityki UE, a jest ona niezbędna do uspokojenia obecnych nastrojów towarzyszących konsumentom oraz wzmocnienia i stabilnego rozwoju sektora pomp ciepła – podkreśla Paweł Lachman, Prezes Zarządu Polskiej Organizacji Rozwoju Technologii Pomp Ciepła (PORT PC).

Luty

• 1 lutego podpisano porozumienie między Urzędem Miasta Stołecznego Warszawy, Metrem Warszawskim, Ambasadą Królestwa Danii w Polsce, firmami Danfoss i Rambøll Group. Pierwszym krokiem publiczno-prywatnej współpracy będzie zbadanie możliwości ponownego wykorzystania ciepła odpadowego z systemu Warszawskiego Metra do ogrzewania budynków i podgrzewania wody użytkowej.
Za studium wykonalności zapłaci duński fundusz eksportowy w ramach programu Green Accelerator, a jego wyniki zostaną udostępnione władzom Warszawy.
Ceremonia podpisania memorandum o partnerstwie odbyła się na stacji metra Stadion Narodowy, w obecności króla Fryderyka X, podczas jego pierwszej wizyty zagranicznej od czasu wstąpienia na tron Danii.

• 7 lutego, Anita Sowińska, wiceszefowa Ministerstwa Klimatu i Środowiska, udzieliła obszernych wyjaśnień na temat budowy i funkcjonowania spalarni odpadów w Polsce. Przypomniała, że gospodarka odpadami w Polsce powinna być oparta przede wszystkim na realizacji hierarchii sposobów postępowania z odpadami, zgodnie z którą w pierwszej kolejności należy zapobiegać powstawaniu odpadów. Z kolei odpady, których powstaniu nie udało się zapobiec należy odpowiednio zagospodarować, w pierwszej kolejności przez przygotowanie do ponownego użycia lub recykling, a następnie w innych procesach odzysku. Najmniej preferowanym działaniem jest natomiast unieszkodliwianie odpadów, w tym składowanie odpadów – zaznaczyła. Podkreśliła przy tym, że instalacje przeznaczone do termicznego przekształcania pozostałości z przetwarzania odpadów komunalnych należy traktować przede wszystkim jako uzupełnienie systemu gospodarki odpadami komunalnymi, a nie jako jego kluczowy element.

• W nocy z 13 na 14 lutego dotarła do Wrocławia Wrompa – największa w Polsce instalacja do pozyskiwania ciepła ze ścieków. Dzięki inwestycji w skojarzeniu – w ramach wysokosprawnej kogeneracji – rocznie uzyskiwane będzie ok. 110 tys. MWh wytworzonej energii elektrycznej i ponad 444 tys. GJ ciepła.

Pompa umożliwi pozyskiwanie ekologicznego ciepła ze ścieków komunalnych głównie z centralnej i południowej części Wrocławia.

Realizację przedsięwzięcia, które ma w całości kosztować 63,6 mln zł przewidziano do marca 2026 r.

• Producenci urządzeń grzewczych OZE, alarmowali 21 lutego w Sejmie, że brak wymogów jakościowych pomp ciepła doprowadził do zalewu rynku nieefektywnymi urządzeniami z Chin. Dyrektor w NFOŚiGW Emil Świerczyński zapewnił, że przygotowywane są zmiany. Każda pompa, która uzyska dofinansowanie z programu „Czyste powietrze”, będzie musiała mieć certyfikat z akredytowanego laboratorium.

Adam Nocoń, Prezes Izby Gospodarczej Urządzeń OZE, alarmował, że w 2023 r. liczba zatrudnionych w branży spadła o ok. 10 tys. Jako przyczynę wskazał, że firmy nie wytrzymują nieuczciwej konkurencji ze strony importerów tanich, ale nieefektywnych urządzeń z Chin.

Adam Nocoń ostrzegł, że jeżeli szybko nie zostaną podjęte działania, które zmienią te sytuacje, to jeszcze w I kw. tego roku pracę może stracić kolejnych ponad 1 tys. osób. Podkreślił, że w II-III kwartale 2024 r. może nastąpić upadek polskiego przemysłu urządzeń grzewczych.

• 26 lutego została podpisana umowa o współpracy pomiędzy słupskimi spółkami: Wodociągi Słupsk i Engie EC Słupsk. Celem wspólnie realizowanego projektu jest efektywne wykorzystanie potencjału energetycznego ścieków oczyszczonych i biogazu z oczyszczalni ścieków w Słupsku, w procesie dekarbonizacji i modernizacji systemu ciepłowniczego miasta i regionu. W wyniku zaplanowanych inwestycji o wartości przekraczającej 70 mln zł powstaną pompy ciepła wraz z wysokosprawną kogeneracją, a także ciepłociągiem łączącym oczyszczalnię z kotłownią rejonową oraz magazyny energii. Nowoczesne technologie odzysku ciepła połączone z kompetencjami lokalnych spółek umożliwią pokrycie ponad 10 proc. całkowitego zapotrzebowania na ciepło Słupska z instalacji zlokalizowanej w słupskiej oczyszczalni. Lokalna emisja zmniejszy się o ponad 12 tys. ton CO2 w odniesieniu do stanu dzisiejszego, co jest równoważne ilości pochłoniętego CO2 przez ponad 21 tys. drzew w całym cyklu ich życia.

Marzec

• Z początkiem marca Polska Organizacja Rozwoju Technologii Pomp Ciepła (PORT PC) opublikowała raport, w którym dokonała m.in. podsumowania 2023 r. dla polskiego rynku pomp ciepła.

Wśród danych znalazły się m.in. następujące: (1) W 2023 r. sytuacja na polskim rynku budowlanym nie sprzyjała branży instalacyjno-grzewczej. Był to kolejny rok, w którym wyraźnie słabła koniunktura w budownictwie mieszkaniowym, zwłaszcza indywidualnym. W stosunku do 2022 r. całościowa sprzedaż urządzeń grzewczych w Polsce zmalała o ponad 1/3, a w zakresie urządzeń do budynków jednorodzinnych – o ok. 40 proc. (2) Mocno wyhamował również rynek pomp ciepła, który jeszcze w 2022 r., jako jedyny w branży grzewczej, odnotowywał wzrosty w porównaniu do 2021 r. I to bardzo duże, bo nawet o 137 proc. w grupie najpopularniejszych pomp ciepła − typu powietrze-woda do centralnego ogrzewania. Jednak 2023 r. przyniósł spadki sprzedaży tych urządzeń sięgające 41 proc. wobec poziomu z 2022 r. W 2023 r. wzrosła tylko sprzedaż gruntowych pomp ciepła − o 12 proc. (3) Spowolnienie na polskim rynku pomp ciepła tym razem zbiegło się więc z kiepską kondycją polskiego budownictwa i całej branży grzewczej, ale przyczyny problemów trzeba szukać głębiej – przede wszystkim w gwałtownym obniżeniu konkurencyjności kosztów eksploatacji pomp ciepła powietrze-woda w stosunku do pozostałych technologii ogrzewania budynków.

• W Kole rozpoczęła działalność ciepłownia geotermalna. Uroczysta inauguracja inwestycji odbyła się 1 marca przy udziale m.in. Minister Klimatu i Środowiska Pauliny Hennig-Kloski oraz Roberta Gajdy, Wiceprezesa NFOŚiGW.

Ciepłownia powstała dzięki wsparciu finansowemu NFOŚiGW w wysokości ok. 62 mln zł w ramach projektu pn. „Budowa ciepłowni geotermalnej w mieście Koło wraz z jej podłączeniem do istniejącego systemu ciepłowniczego MZEC Sp. z o.o.”. Ponad 28 mln zł, to dotacja z Programu Operacyjnego „Infrastruktura i Środowisko na lata 2014-2020” oraz pożyczka w wysokości ponad 33 mln zł ze środków krajowych.

Zakres projektu składał się z dwóch kluczowych części: realizacji odwiertu geotermalnego o głębokości 2950 m oraz budowy ciepłowni geotermalnej wyposażonej w wymienniki ciepła, pompy obiegowe, rurociągi, zawory, filtry, układy automatyki, system stabilizacji, układ awaryjnego zaazotowania oraz wszelkie inne urządzenia regulacyjne, zabezpieczające i pomiarowe wymagane do poprawnej pracy instalacji.

Całkowity koszt przedsięwzięcia wyniósł ponad 80 mln zł.

• EDP, jeden ze światowych liderów w dziedzinie energetyki odnawialnej, nawiązał 12 marca współpracę z Rondo Energy, dostawcą zeroemisyjnego ciepła, aby zapewnić przemysłowi i innym energochłonnym branżom w Europie dostawy czystego ciepła na dużą skalę i w przystępnych cenach. Partnerstwo pozwoli wykorzystywać energię z wiatru i słońca do wytwarzania ciepła. W perspektywie średnioterminowej

EDP zamierza rozwinąć projekty wiatrowe i słoneczne o łącznej mocy do 400 MW, dzięki którym będzie w stanie dostarczyć do 2 GWh zasilając akumulatory ciepła Rondo.

• W dniach 12-14 marca Opole stało się centralnym punktem prac nad dekarbonizacją sektora ciepłownictwa nie tylko w Polsce, ale w pozostałych krajach Europy. W ramach międzynarodowego projektu SET_HEAT w ECO odbyły się warsztaty, podczas których naukowcy, inżynierowie i eksperci zewnętrzni dyskutowali i prowadzili symulacje techniczno-ekonomiczne możliwych scenariuszy transformacji i dekarbonizacji, która czeka branżę ciepłowniczą w całej Europie. W warsztatach uczestniczyli także zaangażowani w dekarbonizację pracownicy Grupy Kapitałowej ECO, część na miejscu i spora część online – szczególnie pracownicy spółek z innych niż Opole lokalizacji.

• 14 marca w Hajnówce oficjalnie zakończono zadanie inwestycyjne pn. „Modernizacja dwóch kotłowni i budowa jednej kotłowni w Przedsiębiorstwie Energetyki Cieplnej w Hajnówce”.

Kontrakt z Gminą Hajnówka na realizację zadania o wartości 10,3 mln zł netto miał Unibep.

• 18 marca na terenie Sanockiego Przedsiębiorstwa Gospodarki Komunalnej uroczyście otwarto inwestycję pn. „Budowa kotła na biomasę o mocy 7 MW”. Realizacja zadania pozwoli Sanokowi sprostać regulacjom unijnym, a przede wszystkim znacząco obniży emisję zanieczyszczeń do powietrza.

Całkowity koszt inwestycji opiewa na kwotę 27,14 mln zł przy czym 50 proc. tej kwoty zostało sfinansowane dotacją, a drugie 50 proc. pożyczką do spłacenia w okresie 15 lat. Finansowanie zapewnił NFOŚiGW w ramach programu „Ciepłownictwo Powiatowe”.

Nowe układy kogeneracyjne zostaną oddane do użytku w 2025 r.

• 18 marca została podpisana umowa kredytowa pomiędzy ECO Kogeneracja a Bankiem Ochrony Środowiska na kredyt inwestycyjny w wysokości 88,4 mln zł. Cała kwota zostanie wykorzystana na realizacją ekologicznych inwestycji czyli budowę gazowych układów kogeneracyjnych GUK II w Opolu i GUK II w Tarnobrzegu.

Nowe układy kogeneracyjne zostaną oddane do użytku w 2025 r.

• 20 marca podpisano porozumienie o współpracy pomiędzy ENGIE Polska a Państwową Akademią Nauk Stosowanych w Głogowie. Firma ENGIE, będąca światowym liderem w zakresie transformacji energetycznej, produkcji i wykorzystania energii, w niedalekiej przyszłości realizować będzie w ramach projektu SilVirCo inwestycję budowy biogazowni w Głogowie. Podpisanie porozumienia z firmą ENGIE stanie się dla Państwowej Akademii Nauk Stosowanych w Głogowie atrakcyjną szansą na rozwój nowego obszaru kształcenia w zakresie wytwarzania energii niskoemisyjnej – powiedziała dr Katarzyna Rusak, Rektor Państwowej Akademii Nauk Stosowanych w Głogowie.

• 22 marca wystartowała kampania informacyjna „Pompuj ciepło z głową”, której inicjatorem jest Polska Organizacja Rozwoju Technologii Pomp Ciepła (PORT PC). Akcja skierowana jest do indywidualnych inwestorów – przede wszystkim do tych, którzy są na etapie wyboru urządzenia grzewczego do swojego domu lub właśnie zdecydowali się na instalację pompy ciepła, ale również do tych, którzy od niedawna użytkują pompę ciepła. Kampania potrwa do końca br.

• 25 marca uroczyście rozpoczęto budowę nowego, zeroemisyjnego źródła ciepła sieciowego na biomasę o mocy 6 MW w BPEC w Brzegu. To największa w historii miasta inwestycja o wartości 26 mln zł. Realizowana jest przez Gminę Brzeg wspólnie z Brzeskim Przedsiębiorstwem Energetyki Cieplnej. Budowa nowego źródła ciepła będzie stanowić znaczący krok w kierunku całkowitej rezygnacji ze spalania węgla w celu wytwarzania ciepła dla mieszkańców Brzegu.

Po realizacji inwestycji, ok. 30-40 proc. ciepła będzie produkowane w miejskiej spółce ciepłowniczej z biomasy.
Przedsięwzięcie zostanie zrealizowane dzięki dotacji w kwocie 19 mln zł, przyznanej Gminie Brzeg przez Bank Gospodarstwa Krajowego w ramach Rządowego Funduszu Polski Ład: Program Inwestycji Strategicznych.

Za budowę nowej kotłowni odpowiada konsorcjum firm Miko-Tech z Łazisk Górnych oraz Smart EPC z Gliwic.

Termin zakończenia inwestycji został zaplanowany na marzec 2025 r.

• 27 marca grupa technologiczna Wärtsilä przedstawiła raport pt. „Energetyzując polską przyszłość. Optymalizacja systemu elektroenergetycznego i ciepłowniczego na następną dekadę”, w którym prezentuje, w oparciu o modelowanie, jak można zaadresować główne wyzwania związane z dekarbonizacją mało wydajnego i wciąż w większości opartego na węglu sektora ciepłowniczego w Polsce.

Dekarbonizacja ciepłownictwa jest technologicznie znacznie bardziej wymagająca, niż w przypadku systemu energetycznego. Modelowanie przeprowadzone przez Wärtsilä wyznacza możliwą ścieżkę do dekarbonizacji, podkreślając znaczenie wykorzystania elastycznych zasobów wytwórczych w systemach ciepłowniczych. Zastosowanie pomp ciepła oraz kogeneracyjnych silników gazowych (Combined Heat and Power – CHP) odgrywa kluczową rolę w bilansowaniu nierównomiernie wytwarzanej energii ze źródeł odnawialnych – powiedział Louis Strydom, Dyrektor ds. Rozwoju i Wzrostu w Wärtsilä Energy.

We wnioskach dokumentu czytamy m.in.: „Przejście ze zdominowanych przez węgiel systemów energoelektrycznych i ciepłowniczych do systemów opartych w większości na odnawialnych źródłach energii oznacza głęboką transformację. Niniejsze badanie potwierdza jednak, jak Polska może to osiągnąć w ciągu następnej dekady, jednocześnie zyskując znaczne oszczędności kosztów systemowych i redukcje emisji w obu sektorach.

Kooptymalizacja energii elektrycznej i ciepłownictwa pozwoliłaby Polsce znacznie zmaksymalizować możliwości dostępne na ścieżce wycofywania się z węgla. Wyniki podkreślają, że strategia ma kluczowe znaczenie dla najskuteczniejszej integracji nowej generacji OZE w Polsce, przy jednoczesnym wskazaniu dodatkowych możliwości w zakresie wydajności.”

Kwiecień

• MPEC Ostróda uruchomiło nowoczesną ciepłownię biomasową opartą na technologii Schmid AG energy solutions. W ramach tego projektu na terenie Ciepłowni Miejskiej powstał nowy obiekt, którego sercem został nowoczesny wysokoparametrowy kocioł biomasowy Schmid UTSR-4200.42-1 visio z ekonomizerem kondensacyjnym oraz wydajnym elektrofiltrem. Układ ten pozwoli na efektywną produkcję ekologicznego ciepła.

• 4 kwietnia zakończono półtoraroczny projekt termomodernizacji w Sanktuarium Matki Bożej Bolesnej, Pani Ziemi Świętokrzyskiej, zlokalizowanym w Kałkowie-Godowie. Obecnie zarówno duchowni, jak i pielgrzymi odwiedzający to miejsce, mają dostęp do zaawansowanego technologicznie systemu grzewczego. Sanktuarium w Kałkowie-Godowie, to miejsce kultu znane z organizowania licznych wydarzeń religijnych i kulturalnych, rocznie przyciąga ok. 800 tys. pielgrzymów. Z tego względu decyzja o modernizacji i wyposażeniu kompleksu w nowoczesny system ogrzewania była istotna dla zapewnienia komfortu wszystkim odwiedzającym.

Projekt instalacji systemu grzewczego opracowała firma PROINSTAL. Nowy system grzewczy składa się z 17 monoblokowych pomp ciepła Modena oraz kondensacyjnych kotłów gazowych Evodens AMC marki De Dietrich, które dostosowują się do aktualnych potrzeb grzewczych, zapewniając przy tym wysoką efektywność energetyczną.

W ramach termomodernizacji zmodernizowano 10 budynków należących do kompleksu Sanktuarium.
Instalacja w Kałkowie-Godowie stanowi przykład efektywnego połączenia nowoczesnych technologii grzewczych z potrzebami obiektów użyteczności publicznej. Sanktuarium nie tylko zyskało na komforcie i efektywności energetycznej, ale również stało się przykładem zastosowania OZE w budynkach kultu religijnego.

• Po uzyskaniu niezbędnych decyzji administracyjnych, 4 kwietnia zostały uruchomione w Oleśnicy dwie instalacje wysokosprawnej kogeneracji gazowej: jednostka o mocy cieplnej 1,209 MW i mocy elektrycznej 0,99 MW, oraz dwie jednostki zlokalizowane na terenie Zakładu Gospodarki Cieplnej o łącznej mocy cieplnej 2,618 MW i mocy elektrycznej 2,12 MW.

Wielkość instalacji kogeneracyjnych jest adekwatna do potrzeb efektywnego wykorzystania potencjału kogeneracyjnego sieci grzewczej. Produkcja ciepła z instalacji kogeneracyjnej zmniejszy jego produkcję w kotłach węglowych w istniejącej centralnej ciepłowni poprzez ich wyłączenie w okresach letnich t.j. od maja do września.

Generalnym wykonawcą obu instalacji z silnikami gazowymi była spółka Ferox Energy System z Katowic.
Obie inwestycje zostały sfinansowane dzięki wykorzystaniu środków zewnętrznych (30 proc. – dotacje, 53 proc. – pożyczka z NFOŚiGW) oraz 17 proc. – środki własne.

Łączny koszt projektu wyniósł 6,241 mln zł.

• 4 kwietnia szpital w Łęczycy zakończył inwestycję związaną z modernizacją źródła ciepła. Dwa lata temu, kiedy ceny energii elektrycznej i gazu zaczęły szybować w górę, niektóre podmioty znalazły się w bardzo trudnej sytuacji, zwłaszcza te, które zużywały bardzo dużo energii. Takim podmiotem był m.in. szpital łęczycki. (...) Zdecydowaliśmy, aby wymienić kotłownię na nową i zastosować kogenerację. Polega ona na zamienieniu jednego źródła ciepła w drugie. Turbiny gazowe, które są wprowadzane w ruch obrotowy, mogą wytwarzać energię elektryczną na potrzeby bieżące szpitala. Elementem "odpadowym" przy produkcji prądu jest ciepło. Przy szpitalu pojawiła się także średniej mocy farma fotowoltaiczna (400 kWp) – powiedział Janusz Mielczarek, starosta łęczycki.

Projekt o nazwie "Zastosowanie odnawialnych źródeł energii w Zespole Opieki Zdrowotnej w Łęczycy wraz z modernizacją źródła ciepła" wyniósł 6 mln zł. Zadanie finansowane było ze środków własnych powiatu łęczyckiego oraz dofinansowania z Rządowego Funduszu Polski Ład.

• 5 kwietnia Urząd Miasta Suwałki poinformował, że Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej w Suwałkach wybuduje dwa ekologiczne kotły ciepłownicze za 146 mln zł, które wytworzą z biomasy 7,3 MW ciepła dla miasta. Na inwestycję pozyskaliśmy wsparcie finansowe z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska. To 50 mln zł dotacji i 55 mln zł preferencyjnej pożyczki – powiedział Czesław Renkiewicz, prezydent Suwałk. Dodał również, że miasto realizuje też inną inwestycję – spalarnię odpadów komunalnych za ok. 130 mln zł. Ta nowa instalacja ma w procesie spalania produkować ciepło oraz energię elektryczną.
Możemy mówić o prawdziwej rewolucji w zakresie paliw, które będą ogrzewać mieszkania naszych mieszkańców. Po zakończeniu tych dwóch inwestycji zapotrzebowanie na węgiel w ogólnym rozrachunku wyniesie tylko 10 procent – podkreślił Renkiewicz.

Kotłownia biomasowa wyprodukuje w wysokosprawnej kogeneracji w ciągu roku co najmniej 24 806 MWh energii elektrycznej i 275 000 GJ.
Zakończenie inwestycji i rozpoczęcie eksploatacji ma nastąpić nie później niż 31 stycznia 2026 r.

• 6 kwietnia posłowie Prawa i Sprawiedliwości złożyli w Sejmie projekt ustawy o zmianie ustaw w celu wsparcia odbiorców energii elektrycznej, paliw gazowych i ciepła oraz niektórych innych ustaw. Projekt dotyczy przedłużenia do 31 grudnia mechanizmów gwarantujących zamrożenie cen energii, gazu i ciepła dla gospodarstw domowych, mieszkańców budynków wielolokalowych oraz odbiorców wrażliwych, czyli m.in. szkół, przedszkoli, szpitali, ośrodków kultury czy ochotniczych straży pożarnych.

„Proponowane rozwiązania zapewnią od 1 lipca do końca 2024 r. ochronę szerokiej grupy beneficjentów przed wzrostem kosztów energii elektrycznej, paliw gazowych i ciepła przy jednoczesnym zachowaniu równowagi pomiędzy zdolnością finansową tych odbiorców, cenami nośników energii na rynkach a łącznymi kosztami systemu wsparcia obciążającymi budżet państwa” – wskazano w uzasadnieniu.

• 18 kwietnia władze miasta Turek podpisały umowę z wykonawcą – firmą UOS DRILLING S.A. z Warszawy – na odwiert geotermalny chłonno-zatłaczający, długości ponad 2625 m. Odwiert, jak też ciepłownia geotermalna, powstają w ramach projektu „Wykonanie odwiertu Turek GT-2, budowa ciepłowni geotermalnej oraz rurociągu pomiędzy odwiertem Turek GT-1 i odwiertem Turek GT-2”.
Wcześniej, bo 5 kwietnia, podpisana została umowa na budowę ciepłowni geotermalnej. Wykonawca, na przekazanym placu budowy, rozpoczął już prace.

Całkowity koszt Geotermii Turek wynosi ponad 90,5 mln zł.

Ciepłownia ma być gotowa do 31 grudnia 2025 r., a odwiert w połowie 2025 r.

• 25 kwietnia Lubelskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej poinformowało o rozpoczęciu rozbudowy sieci ciepłowniczej w północno-wschodniej części Lublina. Nowy odcinek sieci ciepłowniczej o długości ok. 3 km przyczyni się do zwiększenia dostępności do ciepła systemowego dla nowych terenów rozwojowych w tej części miasta.

Zakończenie całości inwestycji Spółka planuje w 2026 r.

Łączny kosz planowanych prac szacowany jest na poziomie 11 mln zł.

• 26 kwietnia zarząd EC Będzin S.A. podjął uchwałę ws. aktualizacji strategicznych kierunków rozwoju spółki w celu doprowadzenia do pełnej dekarbonizacji działalności, czyli pełnego przejścia na wytwarzanie energii ze źródeł nisko- i zeroemisyjnych, zaś w zakresie obrotu surowcami energetycznymi – pełnego odejścia od węgla do 31 grudnia 2028 r.

W ramach działań w kierunku pełnej dekarbonizacji działalności, spółka zamierza zbyć posiadane 49 proc. udziałów w kapitale zakładowym spółki EC Będzin Wytwarzanie sp. z o. o., co będzie dalszym etapem jej wyjścia z inwestycji w tę spółkę w związku z powziętą strategią dekarbonizacji. W przypadku dokonania sprzedaży udziałów w EC Będzin Wytwarzanie, spółka EC Będzin S.A. ma skoncentrować działalność na wytwarzaniu ciepła i energii elektrycznej, realizowanym za pośrednictwem nowych instalacji opartych o nisko i zeroemisyjne źródła, a także na obrocie niewęglowymi surowcami energetycznymi na rynku krajowym i zagranicznym.

• 30 kwietnia Lubelskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej (LPEC) zakończyło i podsumowało sezon grzewczy 2023/2024, w którym w okresie od października 2023 do marca 2024 r. zużycie ciepła w lubelskim systemie ciepłowniczym wyniosło 2 988 TJ i było niższe o 2 proc. w porównaniu do analogicznego okresu w sezonie 2022/2023.

Należy zaznaczyć, że „sezon grzewczy” jest jedynie pojęciem umownym. To odbiorcy decydują, kiedy ogrzewanie zostanie włączone lub wyłączone. Nie istnieje także konkretny termin rozpoczęcia lub zakończenia sezonu grzewczego. Jedynie dla własnych potrzeb analitycznych LPEC ustala go na podstawie informacji, kiedy większość odbiorców rozpoczyna lub kończy ogrzewanie swoich obiektów. W tym roku np. początek tak wyznaczonego sezonu przypadł na 6 października 2023 r. a koniec na 30 kwietnia br.

LPEC zarządza jednym z największych systemów ciepłowniczych w całym kraju – pod względem zamówionej mocy cieplnej system zajmuje 9. miejsce. Firma eksploatuje obecnie 469 km sieci ciepłowniczych i prawie 2419 węzłów cieplnych dostarczając ciepło do 75 proc. gospodarstw domowych w Lublinie, ogrzewając blisko 250 tys. jego mieszkańców. W tym roku LPEC obchodzi Jubileusz 60-lecia.

Maj

• Z początkiem maja EC BĘDZIN S.A. przedstawiła sprawozdanie finansowe Grupy Kapitałowej EC BĘDZIN S.A. za rok obrotowy 2023 zapowiadając jednocześnie strategiczne inicjatywy na przyszłość. W 2023 r. roku spółka osiągnęła przychody na poziomie 64 420 tys. zł, co stanowi znaczący wzrost w porównaniu do 634 tys. zł w 2022 r. Ponadto, zysk netto osiągnął wartość 8 372 tys. zł, co oznacza odwrócenie trendu z poprzedniego roku, kiedy to odnotowano stratę w wysokości -6 853 tys. zł.

Proces dekonsolidacji, będący konsekwencją z transakcji sprzedaży udziałów w EC BĘDZIN Wytwarzanie, które formalnie miało miejsce w 2024 r., został uwzględniony w sprawozdaniu finansowym jako zdarzenie po dniu bilansowym.

Spółka przewiduje, że przyniesie to znaczną poprawę wyniku netto Grupy Kapitałowej EC BĘDZIN S.A. za I kwartał br., o szacowaną kwotę +604 mln zł oraz poprawę skonsolidowanych kapitałów własnych o szacowaną kwotę +604 mln zł.

W 2024 r. EC Będzin S.A. planuje dalsze rozwijanie rozpoczętej w ub. roku działalności operacyjnej polegającej na obrocie surowcami energetycznymi poprzez stworzenie własnego zakładu przeróbczego, dywersyfikację odbiorców oraz rozwinięcie działalności w zakresie obrotu biomasą.

• Dobiegł końca projekt budowy kontenerowej instalacji kogeneracyjnej opartej o silniki gazowe Caterpillar dla Przedsiębiorstwa Energetyki Cieplnej w Lubartowie. W składzie inwestycji znalazły się 4 agregaty kogeneracyjne CAT CG170B-12 o łącznej mocy 4,8 MWe i mocy termicznej ok. 5,2 MWt. Urządzenia wyposażone są w kompletne instalacje odbioru ciepła, w tym także ciepła ze spalin, niezbędną infrastrukturę towarzyszącą oraz przyłącze energetyczne o długości ok. 2 km.

Dzięki tej realizacji PEC Lubartów zmniejszy emisję CO2, zyska produkcję energii ze źródeł odnawialnych, będzie wytwarzać energię elektryczną i ciepło w warunkach wysokosprawnej kogeneracji.

• Narodowe Centrum Badań i Rozwoju opracowało „Koncepcję dekarbonizacji ciepłownictwa systemowego”. Dokument został przygotowany jako wkład do opracowanej i opublikowanej przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska aktualizacji „Krajowego planu na rzecz energii i klimatu na lata 2021-2030”.

Za właściwą drogę dekarbonizacji ciepłownictwa systemowego przyjęto jego elektryfikację, co z kolei przekłada się na konieczność integracji i współdzielenia zasobów przez sektor elektroenergetyczny i ciepłowniczy. Według analiz NCBR, polski system elektroenergetyczny docelowo będzie się opierał głównie o energetykę wiatrową morską i lądową oraz elektrownie fotowoltaiczne, z uzupełnieniem energetyki jądrowej oraz elektrowniami gazowymi zasilanymi biometanem – dyspozycyjnie uzupełniającymi pracę źródeł pogodozależnych oraz magazynami ciepła (krótko-, średnio- i długoterminowymi).
Zapotrzebowanie na ciepło do 2050 r. spadnie z 265 000 do 135 100 TJ/rok z uwagi na postępującą termomodernizację oraz wymianę energochłonnych budynków na nowoczesne.

• 23 maja Sejm RP przyjął ustawę o bonie energetycznym oraz o zmianie niektórych ustaw w celu ograniczenia cen energii elektrycznej, gazu ziemnego i ciepła systemowego, w której przedłuża wsparcie dla uprawnionych odbiorców ciepła (m.in.: dla gospodarstw domowych, wspólnot i spółdzielni mieszkaniowych, budynków użyteczności publicznej czy jednostek samorządu terytorialnego).

7 czerwca Prezydent RP podpisał ustawę.

Nowelizacja przewiduje utrzymanie od 1 lipca 2024 r. do 30 czerwca 2025 r. cen na poziomie nie wyższym niż:
- maksymalna cena dostaw ciepła – z obecnie stosowanych w rozliczeniach z odbiorcami 40 proc. (w stosunku do 30 września 2022 r.) została podniesiona do: 46 proc. – w okresie od dnia 1 lipca 2024 r. do dnia 31 grudnia 2024 r.; 52 proc. – w okresie od dnia 1 stycznia 2025 r. do dnia 30 czerwca 2025 r.
- średnia cena wytwarzania ciepła z rekompensatą - będzie wynosić dla wszystkich źródeł ciepła: 119,39 zł/GJ netto – w okresie od dnia 1 lipca 2024 r. do dnia 31 grudnia 2024 r.; 134,97 zł/GJ netto – w okresie od dnia 1 stycznia 2025 r. do dnia 30 czerwca 2025 r.

Dotychczas otrzymane złożone przez odbiorców ciepła oświadczenia pozostają w dalszym ciągu ważne, nie ma obowiązku ich ponownego składania. Odbiorcy, którzy nie złożyli oświadczeń, powinni zrobić to jak najszybciej.

• 24 maja Ministerstwo Przemysłu przekazało do konsultacji projekt nowelizacji ustawy o zakupie preferencyjnym paliwa stałego dla gospodarstw domowych. Regulacja ma ostatecznie rozwiązać problem węgla zalegającego w gminach oraz u pośredniczących podmiotów węglowych (PPW), którego sprzedaż w aktualnym stanie prawnym nie może być kontynuowana.

Chodzi o surowiec, który pozostał gminom włączonym ustawowo w system dystrybucji węgla na rzecz gospodarstw domowych w sezonie 2022/2023. Wolumen jaki odebrały od importerów i producentów węgla przekroczył wówczas 2 mln ton. Przeszacowanie zapotrzebowania spowodowało, iż w wielu przypadkach mieszkańcy nie odebrali zawnioskowanej ilości węgla, a gminy zostały z surowcem na stanie magazynowym.

Według szacunków rządu, pomimo przyjęcia dodatkowych działań na koniec grudnia 2023 r., w 466 gminach nadal pozostawało prawie 30 tys. ton węgla.

• Jak poinformowała EC Będzin S.A. w komunikacie z 24 maja, ECB Wytwarzanie, w której EC Będzin ma 49 proc. udziałów w kapitale zakładowym, otrzymała od URE decyzję odmawiającą zatwierdzenia nowej taryfy dla ciepła.

Spółka będzie się odwoływać od decyzji, a do czasu prawomocnego rozstrzygnięcia sprawy będzie obowiązywała taryfa dotychczasowa.

Czerwiec

• Prezes URE rozstrzygnął czerwcową aukcję na premię dla podmiotów wytwarzających energię elektryczną i ciepło w skojarzeniu. W drugiej z zaplanowanych na 2024 r. aukcji CHP, która została przeprowadzona w dniach 3-5 czerwca, do rozdysponowania było łącznie blisko 4 mld zł, a wsparciem mogło zostać objęte ponad 24 TWh wytworzonej energii elektrycznej. Do dwóch zwycięskich przedsiębiorstw, z których każde złożyło po dwie oferty, czyli: Dalkia Polska Kogeneracja 1 z siedzibą w Katowicach oraz „U&R Calor” z siedzibą w Wojkowicach, trafi łącznie ponad 163,65 mln zł za wytworzenie, wprowadzenie do sieci elektroenergetycznej i sprzedaż ponad 0,628 TWh energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji.

W pierwszej tegorocznej aukcji na premię kogeneracyjną, przeprowadzonej w marcu br., nie wyłoniono zwycięzców, pomimo jej rozstrzygnięcia.

• 10 czerwca Elbląskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej otrzymało warunki na przyłączenie do sieci elektrycznej dla projektów wysokosprawnej kogeneracji i farmy fotowoltaicznej. Firma od kilku lat starała się o uzyskanie warunków do sieci elektrycznej. W wyniku negocjacji w 2024 r. uzyskane przez EPEC warunki na przyłączenie do sieci otwierają przed przedsiębiorstwem nowe możliwości do rozpoczęcia realizacji obu projektów – wysokosprawnej kogeneracji (3 bloki gazowe z odzyskiem ciepła o łącznej mocy 15 MW) oraz farmy fotowoltaicznej (o mocy 2 MW).

Ciepło dla mieszkańców Elbląga dostarczają dwa podmioty – Energa Kogeneracja (ok. 80 proc. całego zapotrzebowania) oraz EPEC (ok. 20 proc. całego zapotrzebowania). Na chwilę obecną EPEC produkuje ciepło z kotłowni węglowej.

• Prezydent Miasta Będzin, decyzją z 14 czerwca, odmówił zgody na realizację przez spółkę zależną Spółki – EC Będzin „Czysta Energia”, przedsięwzięcia o nazwie: „Budowa bloku energetycznego w wysokosprawnej kogeneracji opalanego paliwami alternatywnymi w EC Będzin Czysta Energia sp. z o.o.” W decyzji wskazano na zastrzeżenia lokalizacyjne oraz, że inwestycja nie spełnia norm środowiskowych. Wstępny koszt realizacji inwestycji miałby wynosić ok. 700 mln zł.

W ramach inwestycji przewidziano zastosowanie instalacji składającej się z linii technologicznej o wydajności maksymalnej 12,5 Mg/h, co na poziomie rocznym średnio, mogłoby dać 109 500 Mg odzysku materiału do zasilania bloku energetycznego. Odzysk energii miałby pochodzić w procesie termicznego przekształcania paliwa na bazie pozostałości z sortowania odpadów komunalnych.

Jak wskazano w negatywnej decyzji Miasta Będzin: "Celem postępowania administracyjnego jest dokonanie oceny oddziaływania na środowisko planowanego przedsięwzięcia praz analiza bezpośredniego i pośredniego wpływu inwestycji na środowisko oraz warunki zdrowia i życia ludzi".
Decyzja nie jest prawomocna i ostateczna. ECB Czysta Energia analizuje obecnie treść decyzji i wstępnie zamierza wnieść od niej odwołanie.

• 18 czerwca oficjalnie została otwarta nowoczesna wysokosprawna kogeneracja gazowa zlokalizowana na terenie elektrociepłowni EC-1 w Kościerzynie. Kotłownia stała się elektrociepłownią, gdzie wytwarzane jest zarówno ciepło jak i energia elektryczna, której nadmiar zasili system elektroenergetyczny północnej Polski.

Projekt ten pn. „Konwersja węglowego źródła ciepła na wysokosprawną kogenerację gazową w kotłowni K-1 w Kościerzynie” realizowany był w ramach programu priorytetowego NFOŚiGW w Warszawie: „5.9 Ciepłownictwo Powiatowe” oraz Rządowego Funduszu Inwestycji Lokalnych przy udziale środków własnych Spółki.

Uczestnikami procesu inwestycyjnego byli: Inwestor – Miejskie Przedsiębiorstwo Infrastruktury „KOS-EKO”, Konsorcjum MIKO-TECH i SmartEPC – wykonawca budowy instalacji kogeneracji, Projandspaw – wykonawca budowy instalacji powietrznej pompy ciepła.

Zakres rzeczowy przedsięwzięcia obejmował m.in. budowę instalacji wytwarzania energii wysokosprawnej kogeneracji – 2 szt. (2 x 1,2 MWe) oraz dodatkową zdolność wytwarzania energii elektrycznej w warunkach wysokosprawnej kogeneracji: z 0 MWe na 2,4 MWe.

Całkowita wartość przedsięwzięcia wyniosła ok. 14 mln zł.

• 25 czerwca resort klimatu odpowiedział na zapytanie poselskie dotyczące luki inwestycyjnej w gospodarce odpadami. Ministerstwo Klimatu i Środowiska podało, że do 2028 r. należy wybudować ok. 200 sortowni selektywnie zebranych odpadów komunalnych, każda o przepustowości 10 tys. ton na rok. Wiceminister resortu, Anita Sowińska wylicza, że obecna moc spalarni to 1,435 mln ton – tak więc, brakuje instalacji o mocy ok. 2,765 mln ton rocznie. Zapotrzebowanie na instalacje do recyklingu bioodpadów to ok. 1,305 mln ton na rok do 2034 r.

B.   Działalność największych w Polsce spółek energetycznych w obszarze ciepłownictwa

| Awanse, nowe osoby w branży - zobaczmy serwis CIRE Zmiany kadrowe na rynku

I.   PGE Polska Grupa Energetyczna

PGE Energia Ciepła z Grupy PGE, jest największym w Polsce producentem energii elektrycznej i ciepła, wytwarzanych w procesie wysokosprawnej kogeneracji. Posiada ok. 25 proc. udziału w rynku ciepła z kogeneracji, 16 elektrociepłowni (o łącznej mocy cieplnej 6,1 GWt i mocy elektrycznej 2,6 GWe) i sieci ciepłownicze o długości 700 km.

"PGE Energia Ciepła z Grupy PGE zmienia ciepłownictwo w kierunku nisko- i zeroemisyjnym. Nowoczesne elektrociepłownie, wykorzystujące gaz ziemny do produkcji energii elektrycznej oraz ciepła, wsparte instalacjami OZE, to zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego i realna poprawa jakości powietrza w miastach. Jest to możliwe dzięki redukcji średnio o ponad 90 proc. tlenków siarki i tlenków azotu oraz o ok. 40 proc. dwutlenku węgla. Dekarbonizacja źródeł ciepła wyeliminuje prawie całkowicie emisję pyłów" – czytamy w komunikacie Spółki z 3 czerwca.

W 2024 r. przekazane zostaną do eksploatacji jeszcze gazowe kotłownie rezerwowo-szczytowe w Elektrociepłowniach: w Gorzowie Wielkopolskim (o łącznej mocy 94,5 MWt), w Rzeszowie (o łącznej mocy 186 MWt.), w Lublinie (o łącznej mocy 182 MWt). Inwestycje w tych miastach o łącznej wartości ponad 205 mln zł, prowadzące docelowo do zastąpienia technologii węglowych przez gaz, zredukują emisje: dwutlenku węgla o ponad 40 proc, tlenków siarki o 98 proc., tlenków azotu o 90 proc.

Ponadto w tym roku zostanie przekazana do eksploatacji nowa gazowa elektrociepłownia w Siechnicach. Jej moc cieplna osiągnie 315 MWt, a elektryczna 179 MWe.

Wszystkie oddawane do eksploatacji przez PGE Energia Ciepła nowe urządzenia wytwórcze zredukują niemal do zera emisję pyłów. Dodatkową korzyścią środowiskową technologii opartej na gazie, będzie brak odpadów paleniskowych, które powstawały podczas spalania węgla, a co za tym idzie brak potrzeby ich składowania.

W perspektywie lat 2024–2028 na inwestycje w dekarbonizację ciepłownictwa i odejście od wytwarzania z węgla Grupa PGE przeznaczy ok. 7,8 mld zł.

Wśród najważniejszych działań oraz realizowanych projektów inwestycyjnych Spółki w obszarze ciepłownictwa znalazły się następujące:

• 20 grudnia 2023 r. w należącej do KOGENERACJI elektrociepłowni usytuowanej na wrocławskim Zawidawiu (EC Zawidawie) uruchomiono dwa agregaty kogeneracyjne. Dzięki zastosowanej niskoemisyjnej technologii produkcji przyczynią się one do redukcji emisji dwutlenku węgla oraz do niższego zużycia paliwa przy tej samej ilości wytworzonej mocy.
Oddane do eksploatacji agregaty zwiększą moc tego zasilanego gazem zakładu oraz zapewnią mu status efektywnego energetycznie dla systemu ciepłowniczego. Łączna moc elektryczna nowych agregatów wynosi 2,12 MWe.

• Jak czytamy w podanym w styczniu komunikacie, PGE Energia Ciepła opracowała cyfrowy model sieci ciepłowniczej w Zgierzu. Jest to pierwszy model opracowany przez Departament Badań i Rozwoju PGE Energia Ciepła w ramach projektu B+R, w którym docelowo mają powstać cyfrowe modele wszystkich sieci ciepłowniczych należących do spółki.

Wszystkie modele sieci ciepłowniczych PGE Energia Ciepła zostaną wykonane za pomocą tego samego oprogramowania i będą przechowywane w jednej, wspólnej bazie danych, co ujednolica sposób opracowywania modeli, zapewnia ich porównywalność, a także umożliwia sprawne wdrożenie i użytkowanie modeli. Dodatkowo, taki sposób realizacji poprawi standaryzację analiz technicznych wykonywanych z użyciem modeli oraz umożliwi prawidłowe zestawienie i konsolidowanie wyników oraz wskaźników między poszczególnymi sieciami.

• Elektrociepłownia „Zielona Góra”, należąca do PGE Energia Ciepła, spółki z Grupy PGE, w 2023 r. przyłączyła do sieci ciepłowniczej kolejnych 27 węzłów o łącznym zapotrzebowaniu na moc cieplną wynoszącym 6,3 MW, tj. o 26 proc. więcej w stosunku do planu. W ramach nowych przyłączeń zrealizowanych zostało 1,8 km nowych odcinków sieci cieplnej – podała Spółka w komunikacie z 22 stycznia.
Ubiegły rok, tak jak i poprzednie, pokazał duże zainteresowanie mieszkańców wyborem ciepła sieciowego jako bezpiecznego źródła zasilania budynków. Ponad 50 proc. nowych przyłączeń, to obiekty z rynku wtórnego.

• 5 lutego budowana w Siechnicach elektrociepłownia gazowa – EC Czechnica-2 została podłączona do sieci dystrybucji energii. Inwestycję realizuje Zespół Elektrociepłowni Wrocławskich KOGENERACJA należący do PGE Energia Ciepła z Grupy PGE.
Od tej chwili dalsze prace związane z rozruchem nowej jednostki produkcyjnej będą prowadzone z wykorzystaniem zasilania elektrycznego opartego o nowe linie elektroenergetyczne typu GIS (Gas Insulated Switchgear) o napięciu110 kV, które docelowo posłużą zarówno do zasilania potrzeb własnych zakładu, jak i do wyprowadzenia wyprodukowanej energii elektrycznej do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego.

• W lutym Regionalny Dyrektor Ochrony Środowiska w Krakowie wydał decyzję o środowiskowych uwarunkowaniach dla budowy gazociągu wysokiego ciśnienia w ramach inwestycji na terenie krakowskiej elektrociepłowni PGE Energia Ciepła. To kolejny ważny krok na drodze do zielonej przyszłości miasta w zakresie energetyki i ciepłownictwa.

Inwestycja polegać będzie na budowie gazociągu przyłączeniowego wysokiego ciśnienia o długości ok. 5 km wraz z infrastrukturą towarzyszącą, niezbędną do jego obsługi. Powstanie także zespół zaporowo-upustowy, konieczny do zapewnienia prawidłowego i bezpiecznego funkcjonowania gazociągu. Dzięki inwestycji, krakowska elektrociepłownia zostanie przyłączona do Operatora Gazociągów Przesyłowych Gaz-System, a doprowadzenie gazu pozwoli na przepaliwowanie istniejących kotłów szczytowych, zasilanych dotychczas olejem opałowym.
Przewidywany okres realizacji całości wyniesie od 18 do 24 miesięcy.

• KOGENERACJA zainwestuje w budynki produkcyjne dawnej elektrowni we Wrocławiu. Na wniosek Spółki, w lutym, w Miejscowym Planie Zagospodarowania Przestrzennego dla Wrocławia, została dokonana zmiana. Dzięki niej możliwa będzie realizacja kluczowej dla EC Wrocław inwestycji, która pozwoli na całkowite odejście od węgla do 2030 r. w usytuowanej w centrum miasta elektrociepłowni, zapewniając tym samym mieszkańcom miasta większy komfort i czystsze powietrze.

• 20 lutego w Gdyni PGE Energia Ciepła podpisała z liderem konsorcjum SBB ENERGY umowę na budowę w Elektrociepłowni Gdyńskiej instalacji kogeneracyjnej opartej na silnikach gazowych. Inwestycja ta rozpoczyna kolejny etap transformacji EC Gdynia w kierunku niskoemisyjnego wytwarzania ciepła dla miejskiego systemu ciepłowniczego, obejmującego Gdynię, Rumię, Redę i Gminę Kosakowo.
Warta ponad 380 mln zł inwestycja gotowa będzie na sezon grzewczy 2026/2027.

• W Elektrociepłowni Bydgoszcz II, należącej do PGE Energia Ciepła, trwa budowa nowego, niskoemisyjnego źródła ciepła. 5 kwietnia, w ramach realizowanej inwestycji, na plac budowy dostarczony został gazowy kocioł wodny o mocy 38 MWt. Jest to jeden z najważniejszych elementów budowanej inwestycji, która zapewni bezpieczeństwo dostaw ciepła i energii elektrycznej dla mieszkańców, a także wpłynie na poprawę jakości powietrza w regionie.

Prace na budowie przebiegają zgodnie z harmonogramem. Planowany termin zakończenia inwestycji to 2025 r. Zaawansowanie prac nad inwestycją osiągnęło już 45 proc., a zaawansowanie prac budowlanych przekroczyło na koniec marca 75 proc.
Głównym realizatorem budowy jest Konsorcjum Polimex Energetyka oraz Polimex Mostostal.

• Jak podała 24 kwietnia w komunikacie PGE Energia Ciepła, w pierwszym kwartale br. do sieci ciepłowniczej PGE Toruń zostało przyłączonych 8 budynków o łącznym zapotrzebowaniu na ciepło 1,4 MW. Wśród nich są również budynki toruńskich dworców PKP: Dworca Miasto i Dworca Wschodniego.

• 16 maja w Elektrociepłowni Gdyńskiej należącej do PGE Energia Ciepła – w ramach jej dekarbonizacji – dokonano otwarcia nowej Kotłowni Rezerwowo-Szczytowej nr 2 z trzema kotłami olejowo-gazowymi o łącznej mocy 90 MWt. Zastąpi ona wycofany z eksploatacji największy ciepłowniczy kocioł węglowy w EC Gdynia, który przepracował od końca lat siedemdziesiątych ok. 100 tys. godzin.

Dzięki tej inwestycji zużycie paliwa węglowego zmniejszy się o 20 tys. ton rocznie, w wyniku czego do Gdyni nie będzie już wjeżdżać 330 wagonów z węglem. Trwałe wycofanie z eksploatacji kotła węglowego wymiernie poprawi jakość powietrza w Gdyni. W pierwszym etapie, gdy paliwem będzie olej lekki, emisja tlenków siarki obniży się o 88 proc., tlenków azotu o 67 proc., a pyłów o 90 proc. W drugim etapie, gdy paliwem będzie gaz, redukcja emisji będzie jeszcze większa. Docelowe dla tej inwestycji paliwo gazowe przewidziane jest w Elektrociepłowni Gdyńskiej w 2026 r.
Wartość inwestycji to 40 mln zł.

• PGE Energia Ciepła i PGE Toruń z Grupy PGE oraz Centrum Nowoczesności Młyn Wiedzy podsumowały II edycję programu edukacyjnego „OGRZEWANIE w pudełku”, która trwała od października 2023 r. do końca kwietnia br. W programie wzięło udział 1650 uczniów klas podstawowych i średnich z 41 szkół z całej Polski, czyli o ponad 500 uczniów więcej niż w pierwszej edycji.
„OGRZEWANIE w pudełku”, to edukacyjny program o cieple zainaugurowany przez PGE Energia Ciepła i PGE Toruń wspólnie z Centrum Nowoczesności Młyn Wiedzy (CNMW) w Toruniu w styczniu 2023 r. Jego celem jest popularyzacja wśród młodzieży szkolnej wiedzy w zakresie produkcji, użytkowania i oszczędzania ciepła, jak również zainteresowanie młodych ludzi zjawiskami fizycznymi i naukami ścisłymi.

• 21 maja KOGENERACJA opublikowała wyniki finansowe za I kwartał br.
I tak po 3 miesiącach 2024 r. Grupa Kapitałowa KOGENERACJA S.A.:
- osiągnęła wynik EBITDA na poziomie 225 mln zł (w 2023 r. – 314 mln zł),
- osiągnęła zysk netto w wysokości 137 mln zł (w 2023 r. – 215 mln zł),
- sprzedała 760 GWh energii elektrycznej i 4 149 TJ ciepła, w tym KOGENERACJA: 352 GWh energii elektrycznej i 3 657 TJ ciepła.

Na niższe wyniki Grupy miał głównie wpływ spadek przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej o 299 mln zł oraz wzrost kosztu własnego sprzedaży o 66 mln zł.
W pierwszym kwartale bieżącego roku skupialiśmy się na kolejnym istotnym etapie prac w projekcie EC Czechnica-2. Nowa jednostka została już podłączona do sieci dystrybucji energii – wyjaśniał Dominik Wadecki, Prezes Zarządu KOGENERACJI – Niezmiennie też, zgodnie ze Strategią Biznesową zakładającą przygotowania do dekarbonizacji, pracujemy nad zapewnieniem przyszłości dla naszych wrocławskich elektrociepłowni, stawiając na przygotowania do zaimplementowania w obu zakładach urządzeń wykorzystujących nisko- i zeroemisyjne technologie – dodał.

• PGE Toruń, spółka należąca do PGE Energia Ciepła z Grupy PGE i Gmina Miasta Toruń podpisały 10 czerwca porozumienie dotyczące przyłączenia do sieci ciepłowniczej 49 budynków miejskich, ogrzewanych obecnie paliwami stałymi. Zmiana źródła ciepła na ciepło sieciowe poprawi bezpieczeństwo cieplne lokatorów oraz jakość powietrza w mieście dzięki całkowitej likwidacji aż 585 pieców, co przyniesie wymierny efekt ekologiczny w postaci zmniejszenia rocznych emisji zanieczyszczeń: dwutlenku węgla o ponad 222 tys. ton, tlenków węgla o 34 tys. ton, tlenków siarki o 4 tony, pyłów o ponad 3 tony i tlenków azotu o tonę.

Łączny koszt planowanych przyłączeń wszystkich budynków (bez kosztów węzłów cieplnych, które będą uzgadniane dla każdego budynku indywidualnie) to ok. 10 mln zł. W ramach inwestycji powstaną ponad 3 km nowych ciepłociągów i 49 nowych węzłów cieplnych. Projekt realizowany będzie w latach 2024-2027, z czego w tym roku ciepło sieciowe popłynie do 7 budynków.

II.   Orlen

W 2022 r. nastąpiło połączenie Orlenu z PGNiG, co znacznie rozszerzyło strategiczne obszary działań, m.in. wspólna koordynacja zasobów wytwórczych w ramach konsolidacji aktywów związanych z energetyką i ciepłownictwem oraz odnawialnymi źródłami energii, pozwoliła na prowadzenie bardziej ambitnych programów inwestycji w innowacyjne i niskoemisyjne źródła energii takie jak OZE, wodór i biogaz.

Głównym podmiotem realizującym zadania koncernu w obszarze ciepłownictwa jest PGNiG Termika, która w tym roku obchodzi aż trzy ważne jubileusze: 110. rocznicę działalności Elektrociepłowni Pruszków, 70 lat pracy Elektrociepłowni Żerań oraz półwiecze Ciepłowni Wola.
Spółka produkuje i dystrybuuje energię elektryczną oraz ciepło dla potrzeb przemysłowych oraz dla ludności Czerwionki-Leszczyn, Jastrzębia-Zdroju, Knurowa, Kuźni Raciborskiej, Pawłowic, Suszca, Raciborza, Rybnika, Wodzisławia Śląskiego i Żor. Jest głównym dostawcą ciepła dla mieszkańców tych regionów.

Ponadto: produkuje sprężone powietrze i chłód dla kopalń Jastrzębskiej Spółki Węglowej, jest również kluczowym dostawcą ciepła i energii elektrycznej dla tej firmy, jest krajowym liderem w zakresie energetycznego zagospodarowania metanu z odmetanowywania kopalń w układach kogeneracyjnych oraz świadczy usługi produkcyjne, handlowe związane z energetyką.

Łączna zainstalowana moc termiczna to 644,595 MWt, a łączna zainstalowana moc chłodnicza to 18,463 MWch.

Wśród najważniejszych działań oraz realizowanych projektów inwestycyjnych Orlenu w obszarze ciepłownictwa znalazły się następujące:

• Orlen kontynuuje uruchamianie kolejnych energooszczędnych stacji paliw. Instalowane panele fotowoltaiczne mają pozwolić na zaoszczędzenie nawet 80 proc. energii niezbędnej do funkcjonowania stacji. Oprócz tego, obiekty są wyposażane m.in. w system odzysku ciepła z urządzeń chłodniczych. Do końca roku w sieci koncernu działać ma 10 takich obiektów.

Zasilany energią słoneczną system do jednoczesnej produkcji ciepła i chłodu pozwala na odzyskanie ciepła, które jest następnie wykorzystywane, np. do podgrzewania wody w łazienkach i myjni oraz wspomagania pracy klimatyzacji i kurtyn powietrznych – dzięki temu stacje są niemal samowystarczalne, pobierając z sieci niewielkie ilości dodatkowej energii, głównie nocą.
Według koncernu, technologia w skali roku pozwala ograniczyć zużycie energii elektrycznej nawet o 135 MWh w przypadku standardowej stacji i o 350 MWh w przypadku MOP.

Jak wyjaśnia koncern: „Zastosowany na wybranych stacjach i chroniony licznymi patentami, kogeneracyjny system IGLOO MultiEnergy to projekt polskich inżynierów, w całości powstający w kraju. Zasilane energią z dużej instalacji fotowoltaicznej agregaty są hybrydą powietrzno-gruntowej pompy ciepła i chillera chłodniczego”.

• W kwietniu PGNiG Termika – producent ciepła dla Warszawy i Pruszkowa – podsumowała sezon grzewczy 2023/2024 (od 01.10.2023 r. do 31.03.2024 r.). Spółka wyprodukowała łącznie 27 935,7 TJ ciepła, co oznacza o 403,7 TJ mniej niż w analogicznym okresie poprzedniego sezonu, co wynikało z mniejszego zapotrzebowania w związku z wyższą średnią temperaturą.
Ilość wyprodukowanego ciepła w tym czasie: energia z węgla – 20 831,1 TJ, energia z gazu – 5 793,0 TJ, energia z biomasy – 1 249,7 TJ, energia z oleju – 61,9 TJ.
PGNiG Termika jest w trakcie realizacji szeregu inwestycji w nowe jednostki produkcyjne, które sprawią, że w przyszłych latach udział energii z gazu wzrośnie, a z węgla spadnie.

III.   Tauron

Tauron zachęca do korzystania z ciepła sieciowego, jako najbardziej efektywnego i ekologicznego sposobu ogrzewania budynków wielorodzinnych w miastach. Zmiana przyzwyczajeń i postaw mieszkańców województwa śląskiego przyczynia się do stopniowej poprawy jakości środowiska w regionie.

Tauron Ciepło jest największym dostawcą ciepła sieciowego w aglomeracji śląsko-dąbrowskiej i jedną z największych spółek ciepłowniczych w Polsce. W jej skład wchodzą elektrociepłownie w: Bielsku-Białej, Cieszynie, Czechowicach-Dziedzicach, Katowicach, Tychach, jak również Obszar Ciepłowni Lokalnych (ciepłownie w Olkuszu, Zawierciu i Kamiennej Górze).

Łączna moc cieplna zainstalowana w elektrociepłowniach wchodzących w skład Tauron Ciepło, pochodząca w większości z wysokosprawnych źródeł kogeneracyjnych, wynosi ponad 1,24 GW, a łączna długość sieci ciepłowniczej – 1100 km.

Spółka dostarcza ciepło do 280 tys. gospodarstw domowych (ponad 840 tys. mieszkańców).

Wśród najważniejszych działań oraz realizowanych projektów inwestycyjnych Spółki w obszarze ciepłownictwa znalazły się następujące:

• „Ogrzej się z TAURONEM 2024”, to kolejna edycja ekologicznego projektu Spółki. Mogą z niego skorzystać właściciele lub współwłaściciele domów jednorodzinnych. Aby otrzymać dofinansowanie, wystarczy kupić pompę ciepła z oferty Taurona.

W ramach programu można dostać nawet 4 600 zł bezzwrotnej dopłaty do pompy ciepła z oferty Taurona. Im starszy budynek, tym większa kwota do uzyskania. Najwięcej otrzymają właściciele domów zbudowanych przed 1971 r. W przypadku jednorodzinnych budynków mieszkalnych wzniesionych po 2011 r. maksymalna bezzwrotna dotacja wynosi 2 tys. zł.
Dodatkowo można liczyć na 500 zł zwrotu za prąd.
Przy finansowaniu inwestycji Spółka oferuje preferencyjny kredyt z RRSO 8,64 proc. ze spłatami rozłożonymi na 12 lat.
Finansowanie z projektu „Ogrzej się z TAURONEM 2024” nie wyklucza możliwości ubiegania się o dotacje z innych źródeł, w tym z programu „Czyste Powietrze”.

• 28 maja Tauron ogłosił zakończenie sezonu grzewczego dla aglomeracji śląsko-dąbrowskiej. Sezon ten trwał 234 dni, a Tauron Ciepło wyprodukował ponad 7 mln GJ ciepła.
W sezonie 2023/2024 moc cieplna dostarczana przez Spółkę wzrosła o 30 MWt dzięki nowym przyłączeniom budynków. W ramach „Programu Likwidacji Niskiej Emisji” firma podłączyła 111 budynków, co daje łącznie 35 MWt ciepła z sieci, umożliwiając dodatkowo ok. 10 tys. mieszkań korzystanie z ciepła sieciowego.

• W czerwcu Tauron Ciepło rozpoczął kampanię remontową infrastruktury ciepłowniczej. Prace odbędą się w Bielsku-Białej, Tychach, Katowicach i Cieszynie.
Letnie miesiące to najlepszy czas na kompleksowe prace remontowe i modernizacyjne. W elektrociepłowniach Tauron Ciepło przeprowadzamy je co roku, po to, aby zminimalizować ryzyko wystąpienia awarii w sezonie grzewczym – mówi Marcin Staniszewski, Prezes Zarządu Tauron Ciepło.

IV.   Enea

W 2023 r. sprzedaż ciepła w Grupie Enea w obszarze wytwarzania spadła r/r o 7 proc. i wyniosła 6,6 PJ.

Zadania z zakresu ciepłownictwa Grupa Enea realizuje poprzez swoją spółkę zależną Enea Ciepło. Enea Ciepło zajmuje się projektami związanymi z rozwojem segmentu ciepła. Spółka pokrywa ok. 75 proc. potrzeb cieplnych mieszkańców Białegostoku. Oznacza to, że firma ogrzewa blisko 230 tys. mieszkańców stolicy województwa podlaskiego.

Do najważniejszych zadań Enei Ciepło należą: wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej, obrót, przesył, dystrybucja, sprzedaż ciepła odbiorcom końcowym w nośniku wody i pary, obrót oraz sprzedaż hurtowa energii elektrycznej, a także utrzymanie sieci i węzłów cieplnych, jak również innych urządzeń ciepłowniczych, niezbędnych do produkcji i dystrybucji ciepła.

Źródła ciepła systemowego Enei Ciepło znajdują się w Białymstoku. Są to: Elektrociepłownia Białystok – realizująca swoją produkcję głównie na biomasie – i Ciepłownia Zachód.
Źródłem ciepła systemowego w Białymstoku jako części systemu ciepłowniczego Enei Ciepło jest także Zakład Unieszkodliwiania Odpadów Komunalnych, gdzie produkcja ciepła w skojarzeniu z produkcją energii elektrycznej pochodzi z termicznego przetwarzania odpadów komunalnych. Właścicielem ZUOK jest miejska spółka PUHP „Lech”.

• Zgodnie ze Strategią Rozwoju do 2030 r., poszukując możliwości rozwojowych nowych linii biznesowych, Grupa Enea wskazuje również na technologię SMR – małych reaktorów jądrowych – których komercjalizacja przyczyni się do szybszej dekarbonizacji polskiej gospodarki, łącznie z ciepłownictwem zastępując nimi elektrociepłownie węglowe. Enea rozpoczęła w styczniu działania edukacyjne, których celem jest przedstawienie i zainteresowanie osób w każdym wieku, zwłaszcza młodych, światem technologii jądrowej.

• 23 stycznia Enea Ciepła zawarła umowę ze spółką UNIBEP na realizację w formule „zaprojektuj i zbuduj” przebudowy kotłów węglowych na kotły opalane gazem i/lub olejem w Ciepłowni „Zachód” w Białymstoku.
Rozpoczęcie realizacji inwestycji nastąpiło w I kwartale br., a zakończenie w II kwartale 2025 r. Wynagrodzenie z tytułu realizacji zadania określono na ok. 107,0 mln zł brutto.

Fortum i Veolia, to dwie najbardziej znaczące zagraniczne spółki energetyczne działające na polskim rynku ciepła.

V.   Fortum

Działalność w Polsce Spółka rozpoczęła w 2003 r. Obecnie do Fortum należą dwie elektrociepłownie – w Częstochowie i Zabrzu.
Obecność w Polsce, to jednak nie tylko produkcja ciepła, ale również jego dystrybucja. Spółka jest właścicielem ponad 900 km sieci ciepłowniczych, które dostarczają ciepło mieszkańcom Częstochowy, Płocka i Wrocławia.

Fortum deklaruje, że do 2027 r. odejdzie od węgla we własnej działalności, a do 2030 r. będzie neutralne klimatycznie.

Wśród najważniejszych działań oraz realizowanych projektów inwestycyjnych Spółki znalazły się, w szczególności, następujące:

• 19 marca Fortum podjęło decyzję o odstąpieniu od planu budowy elektrociepłowni zasilanej paliwami alternatywnymi w Biskupicach w gminie Wisznia Mała. Decyzja wynika z przedłużającego się procesu administracyjnego.

Elektrociepłownia OdNova miała powstać u zbiegu drogi ekspresowej S8 z drogą wojewódzką 372 bezpośrednio poza granicami Wrocławia i miała wypełnić lukę w systemie gospodarowania odpadami w województwie dolnośląskim, odpowiedzieć na rosnące koszty zagospodarowania odpadów, ceny ciepła i energii elektrycznej w sposób zgodny z wymaganiami zielonej transformacji energetycznej.

Nadal uważamy, że Wrocław i okoliczne gminy potrzebują inwestycji w odzysk energii z odpadów nienadających się do recyklingu. Wrocław jest w tej chwili jedynym w Polsce tak dużym miastem, które nie posiada elektrociepłowni zasilanej paliwami alternatywnymi w swojej okolicy. Powoduje to, że koszty gospodarki odpadami w rejonie wrocławskim są bardzo wysokie – mówi Piotr Górnik, Prezes Fortum w Polsce – Taka inwestycja jest potrzebna także ze względu na konieczność dekarbonizacji wrocławskiego systemu ciepłowniczego, który obecnie w zdecydowanej większości oparty jest na węglu – dodaje.

Obecnie Fortum nie rozważa innych lokalizacji dla elektrociepłowni wykorzystującej paliwa z odpadów – ani we Wrocławiu, ani w sąsiednich gminach.

• Fortum, miasto Częstochowa i Zakład Gospodarki Mieszkaniowej „TBS” podpisały 29 marca list intencyjny dotyczący przyłączenia ośmiu budynków mieszkaniowych i szkoły do sieci ciepłowniczej w rejonie jednej z ulic miasta. To będzie ważna inwestycja proekologiczna w komunalnych budynkach oraz włączenie w sieć ciepłowniczą Zespołu Szkół im. Reymonta – powiedział Krzysztof Matyjaszczyk, prezydent Częstochowy.

• W połowie maja Spółka podsumowała sezon grzewczy 2023/2024 we Wrocławiu, w Zabrzu i w Częstochowie.

Do Wrocławia Fortum dostarczyło ciepło w ilości 6,2 GJ oraz przeznaczyło na rozwój sieci ciepłowniczych 60 mln zł. W ubiegłym sezonie wybudowaliśmy blisko 5,7 km sieci i przyłączy w mieście. Zakończyliśmy też inwestycje modernizacyjne wytypowanych sieci napowietrznych,. Zmodernizowaliśmy aż 10 km sieci ciepłowniczej i 72 węzły cieplne. W ramach prac stare sieci przesyłowe zostały zastąpione nowoczesną siecią wykonaną w technologii rur preizolowanych z instalacją alarmową pozwalającą na szybką i dokładną lokalizację ewentualnej awarii. W marcu powitaliśmy we Wrocławiu Wrompę, czyli pierwsze zielone źródło ciepła dla wrocławian. Wrompa to wrocławska pompa ciepła odzyskująca ciepło ze ścieków nieoczyszczonych. Instalacja o wartości ponad 100 mln zł rozpocznie działanie w czwartym kwartale br. Obecnie trwa montaż pompy ciepła na terenie przepompowni Port Południe we Wrocławiu – mówi Mariusz Dzikuć, Dyrektor ds. Rozwoju Fortum.

Elektrociepłownia Fortum w Zabrzu, od początku października 2023 r. do końca marca br., dostarczyła mieszkańcom Zabrza i Bytomia 2 mln GJ ciepła. W ubiegłym sezonie na inwestycje w całym regionie śląskim Fortum przeznaczyło ponad 50 mln zł, realizując remonty niezbędne dla funkcjonowania kluczowych instalacji w zabrzańskiej i bytomskiej jednostce oraz budując nowy zakład produkcji RDF w Zawierciu.

Jako właściciel sieci ciepłowniczej i elektrociepłowni w Częstochowie, Spółka dostarczyła w zakończonym sezonie jesienno-zimowym ponad 1,47 mln GJ ciepła, uruchamiając w Częstochowie 28 węzłów ciepłowniczych podłączając do sieci budynki, o łącznym zapotrzebowaniu na moc na poziomie 6,7 MW. Spółka wybudowała ponad 4 km sieci ciepłowniczej dla mieszkańców miasta. W samej elektrociepłowni został przeprowadzony remont kotła i instalacji towarzyszących w celu zapewnienia jak najwyższej dyspozycyjności jednostki w sezonie zwiększonej eksploatacji.
Łącznie w ubiegłym sezonie realizowaliśmy aż 98 inwestycji. W 2023 r. wydaliśmy ok. 1,5 mln zł na modernizację sieci ciepłowniczej, 0,5 mln zł na modernizację węzłów cieplnych oraz ok. 6 mln zł na podłączenie nowych odbiorców ciepła – podsumowuje Andrzej Żyła, Główny Specjalista ds. Inwestycji Sieciowych w Częstochowie.

VI.   Veolia

Veolia w Polsce prowadzi działalność ciepłowniczą w 78 miastach, w 58 – zarządza sieciami ciepłowniczymi, a swoimi usługami obejmuje ok. 3 mln osób.

Działa jako holding wyspecjalizowanych spółek operacyjnych, wśród których, te z obszaru ciepłownictwa, to:

- Veolia Energia Warszawa, która zarządza największą w Unii Europejskiej siecią ciepłowniczą, dostarczając ciepło systemowe i zaspokajając tym samym 80 proc. potrzeb cieplnych Warszawy, dbając jednocześnie o właściwe funkcjonowanie ok. 1800 km stołecznej sieci ciepłowniczej i tysięcy węzłów cieplnych.

- Veolia Energia Łódź – jest jednym z największych przedsiębiorstw energetycznych w Polsce, którego podstawową działalnością jest wytwarzanie ciepła systemowego i energii elektrycznej w kogeneracji oraz zarządzanie miejską siecią ciepłowniczą. Dostarcza ciepło systemowe dla mieszkańców Łodzi i Konstantynowa Łódzkiego, a także do zakładów przemysłowych, instytucji użyteczności publicznej i centrów handlowych.

- Veolia Energia Poznań – jest producentem ciepła systemowego i energii elektrycznej w kogeneracji oraz zarządza siecią ciepłowniczą w stolicy Wielkopolski. Zaopatruje w ciepło ok. 60 proc. mieszkańców miasta, a także zakłady przemysłowe, instytucje użyteczności publicznej oraz centra handlowe i usługowe.

- Veolia term – jest dostawcą ciepła systemowego dla klientów w 40 miastach w Polsce. Działa jako grupa sześciu spółek: Veolia Północ, Veolia Szczytno, Veolia Wschód, Veolia Południe, Veolia Zachód i Veolia term. Jest właścicielem ponad 30 miejskich systemów ciepłowniczych i trzech elektrociepłowni. Dostarcza efektywne rozwiązania energetyczne dla budynków użyteczności publicznej, wspólnot i spółdzielni mieszkaniowych, obiektów przemysłowych, biurowców, centrów handlowych i klientów indywidualnych.

- Veolia Industry – świadczy kompleksowe usługi energetyczne i multitechniczne dla obiektów przemysłowych, biurowych, handlowych i logistyczno-magazynowych. Oferuje klientom innowacyjne rozwiązania w obszarze ciepła, chłodu, energii elektrycznej i gospodarki wodno-ściekowej.

Wśród najważniejszych działań oraz realizowanych projektów inwestycyjnych Spółki znalazły się, w szczególności, następujące:

• 51 proc. ciepła produkowanego z OZE i dzięki wysokosprawnej, niskoemisyjnej kogeneracji gazowej – to jeden z efektów w pełni działającej instalacji Veolii Południe z Grupy Veolia term w Tarnowskich Górach.

18 kwietnia został oddany do użytku ostatni element projektu „Szafir” – zespół kogeneracyjny o mocy 0,99 MWe zasilany gazem ziemnym i biogazem wyprodukowanym w lokalnej Centralnej Oczyszczalni Ścieków.
W ramach projektu powstała także, oddana w 2023 r., nowoczesna instalacja kogeneracyjna, oparta o dwa silniki gazowe, o mocy 2 MWt każdy i kotłownię na paliwo biomasowe leśne o mocy 12 MWt.
Ekologiczna instalacja dostarcza ciepło do 10 tys. mieszkań i obiektów publicznych w Tarnowskich Górach. Inwestycja przyniesie liczne inne korzyści dla mieszkańców, m.in. ograniczy o połowę zużycie węgla w ciepłowni oraz zredukuje emisję CO2 o 24 proc.

• Jak poinformowała w komunikacie z 13 maja Veolia Energia Poznań, prace przy budowie dwóch nowych bloków gazowych na terenie poznańskiej elektrociepłowni weszły w finalną fazę. Projekt jest już zrealizowany w ponad 89 proc. Budowa bloków gazowych w Poznaniu zmniejszy emisję CO2 o 35 proc.

Planowane przekazanie do eksploatacji nowych bloków gazowych o łącznej mocy cieplnej do 214 MW i mocy elektrycznej do 114 MW, nastąpi na przełomie 2024 i 2025 r. Projekt realizowany jest przez Veolię Energię Poznań we współpracy z Siemens Energy, generalnym wykonawcą budowy i dostawcą turbin gazowych. Poznańskie bloki gazowe będą wyposażone w nowoczesne i niezawodne turbiny gazowe typu SGT-800, które umożliwiają również współspalanie wodoru. Innowacyjna technologia pozwoli także na wykorzystanie biometanu.

• Veolia i Miasto Łódź rozpoczęły kolejny etap współpracy, która ma przełożyć się dla mieszkańców na oszczędności i czystsze środowisko. Oficjalne porozumienie pomiędzy obiema stronami zostało podpisane 29 maja. Celem współpracy jest wykorzystanie potencjału ciepła odpadowego poprzez odzysk ciepła z oczyszczonych ścieków komunalnych na potrzeby łódzkiej sieci ciepłowniczej. Wspólne działania będą dotyczyły wprowadzenia rozwiązań zorientowanych na wytwarzanie energii odnawialnej. W ramach kooperacji sprawdzona zostanie możliwość wdrożenia rozwiązań, przyczyniających się do rozwoju gospodarki obiegu zamkniętego, m. in. w zakresie zagospodarowania osadów ściekowych.

Odpowiadamy na potrzeby naszych klientów nie tylko dzięki specjalistycznej wiedzy w zakresie wody, odpadów i energii, ale także dzięki rozwiązaniom, które możemy zaoferować, gdy je połączymy. Procesy zachodzące w ściekach generują energię, którą można odzyskać i wykorzystać dostarczając powstające z niej ciepło do sieci ciepłowniczych – powiedział Luiz Hanania, Prezes Zarządu, Dyrektor Generalny Grupy Veolia w Polsce.

• 29 maja w Lidzbarku Warmińskim oficjalnie otwarto Ciepłownię Przyszłości – innowacyjną instalację wykorzystującą wysokosprawne pompy ciepła, panele fotowoltaiczne oraz system magazynów ciepła, w tym największy w Polsce magazyn ciepła w formie zbiornika zagłębionego w gruncie.

Sercem Ciepłowni Przyszłości są ekologiczne pompy ciepła produkcji Euros Energy, które zintegrowano z unikalnym trójstopniowym systemem magazynowania ciepła – magazynem ciepła PTES, magazynem ciepła BTES i elastycznym buforem dobowym operującym w zakresie temperatur 70-85 stop. C.

Jedna z najnowocześniejszych w świecie instalacji grzewczych powstała w ramach przedsięwzięcia „Ciepłownia Przyszłości, czyli system ciepłowniczy z OZE”, ogłoszonego w 2021 r. przez NCBR, finansowanego z Funduszy Europejskich w ramach „Programu Inteligentny Rozwój” (POIR). Projektantem i wykonawcą jest przedsiębiorstwo Euros Energy.
Ciepłownia Przyszłości zlokalizowana jest na terenie należącym do Veolii Północ z grupy Veolia term.

Ważną cechą instalacji wykonanej w Lidzbarku Warmińskim jest skalowalność. Dzięki temu stworzone w projekcie NCBR innowacje będzie można wykorzystać w innych lokalizacjach, w systemach ciepłowniczych o mocy zainstalowanej do 50 MWt.

Ciepłownia Przyszłości będzie ogrzewała i dostarczała ciepłą wodę użytkową do większości budynków na jednym z osiedli w Lidzbarku Warmińskim. Całkowita powierzchnia użytkowa lokali mieszkalnych wynosi tam ponad 28 tys. m kw.

C.   Programy w obszarze ciepłownictwa

W I półroczu 2024 r. w obszarze ciepłownictwa funkcjonowały znane już wcześniej programy, z których niektóre zmodyfikowano, ale ogłoszono również nowe. W szczególności, to:

• „Energia dla wsi”, to program przeznaczony dla rolników, spółdzielni energetycznych lub jej członków oraz powstających spółdzielni energetycznych.
Ministerstwo Rolnictwa i Rozwoju Wsi poinformowało 14 grudnia 2023 r., że termin I naboru wniosków został wydłużony z 15 grudnia 2023 r. do 29 lutego 2024 r. Ponadto, z uwagi na duże zainteresowanie programem, budżet I naboru został zwiększony ze 100 mln zł do 1 mld zł.

Rolnik, który skorzysta z programu, będzie mógł dofinansować: instalacje fotowoltaiczne i instalacje wiatrowe o mocy powyżej 50 kW nie większej niż 1 MW; elektrownie wodne i biogazownie rolnicze o mocy powyżej 10 kW nie większej niż 1 MW; magazyn energii pod warunkiem zintegrowania ze źródłem realizowanym w ramach inwestycji.
Istniejąca spółdzielnia energetyczna lub jej członek, lub powstająca spółdzielnia energetyczna, którzy skorzystają z programu, będą mogli dofinansować: instalacje fotowoltaiczne, instalacje wiatrowe, elektrownie wodne i biogazownie o mocy powyżej 10 kW nie większej niż 10 MW; magazyn energii pod warunkiem zintegrowania ze źródłem realizowanym w ramach inwestycji.

Program jest wdrażany przez NFOŚiGW, a okres jego realizacji, to lata 2022-2030. Źródłem finansowania programu jest Fundusz Modernizacyjny.

NFOŚiGW zapowiedział kontynuację programu w 2024 r., a jego kolejna edycja ma ruszyć w IV kwartale br.

• 9 kwietnia, Ministerstwo Klimatu i Środowiska poinformowało o nowym programie pn. „OZE – Źródło ciepła dla ciepłownictwa”, który obejmuje przedsiębiorców i samorządy. Adresaci programu będą mogli uzyskać wsparcie finansowe na pompy ciepła, kolektory słoneczne, geotermię, a także przyłączenie do sieci ciepłowniczej i magazyny ciepła.

Program, który został uruchomiony już 16 kwietnia przez NFOŚiGW, jest finansowany z Funduszu Modernizacyjnego (budżet 2 mld zł, w tym: 1,43 mld zł dotacja 0,57 mld zł pożyczka).
Do dofinansowania kwalifikują się instalacje, z których co najmniej 70 proc. ciepła użytkowego wytworzonego w jednostce OZE w roku kalendarzowym zostanie wprowadzone do publicznej sieci ciepłowniczej.
W ramach programu powstanie co najmniej 325 instalacji OZE o mocy co najmniej 898 MWt, a planowane zmniejszenie emisji wyniesie co najmniej 387 062 Mg CO2/rok.
Dofinansowanie może być udzielone wyłącznie na projekty OZE.

Wnioski należy składać od 16.04.2024 r. do 17.12.2024 r. lub do wyczerpania alokacji środków. Ich nabór odbywa się w trybie ciągłym, do wyczerpania dedykowanej puli środków.
Resort poinformował, że w najbliższych latach branża ciepłownictwa systemowego ma do wykorzystania na transformację ok. 19 mld zł.

• Od 29 stycznia ruszył nabór wniosków o dofinansowanie inwestycji w ramach właściwej fazy wdrażania programu priorytetowego „Renowacja z gwarancją oszczędności EPC (Energy Performance Contract) Plus”.

W II naborze o dofinansowanie na modernizację budynków mieszkalnych wielorodzinnych i budynków użyteczności publicznej ubiegać się mogą spółdzielnie i wspólnoty mieszkaniowe, jednostki samorządu terytorialnego (JST) oraz spółki prawa handlowego, w których JST terytorialnego posiadają 100 proc. udziałów lub akcji, i które powołane są do realizacji zadań własnych JST wskazanych w ustawach. Dofinansowanie będzie udzielane w formie dotacji, do wyczerpania alokacji środków dostępnych w ramach naboru. Wysokość dotacji będzie uzależniona od realizowanego standardu usprawnień.

Celem programu jest poprawa jakości powietrza oraz zmniejszenie emisji gazów cieplarnianych poprzez zoptymalizowane inwestycje w poprawę efektywności energetycznej budynków mieszkalnych wielorodzinnych oraz budynków użyteczności publicznej realizowane w oparciu o umowę o poprawę efektywności energetycznej (umowa EPC) między właścicielem budynku a przedsiębiorstwem usług energetycznych (Energy Service Company – ESCO).

NFOŚiGW będzie finansował przedsięwzięcia za pomocą środków pochodzących z Funduszu Modernizacyjnego. Fiszki będą przyjmowane w terminie od 29 stycznia 2024 r. do 01 czerwca 2024 r., natomiast wnioski o dotacje od 29 stycznia 2024 r. do 30 sierpnia 2024 r. lub do wyczerpania alokacji środków.

• „Ciepłe Mieszkanie” – uruchomiony w 2022 r. – jest uzupełnieniem programu „Czyste Powietrze” działającego od 2018 r.

Od 29 września 2023 r. gminy mogły składać wnioski do drugiej i zarazem ostatniej edycji programu (do 31.01.2024 r.), który został wdrożony z myślą o właścicielach mieszkań w budynkach wielorodzinnych.
Teraz nabory do 2026 r. będą prowadzone dla mieszkańców przez gminy, które zgłosiły się do programu i podpiszą umowy o dofinansowanie. Taką szansę będzie miało 886 gmin, które mogą otrzymać łącznie ponad 1,68 mld zł dotacji dla mieszkańców na wymianę nieefektywnych źródeł ciepła u swoich mieszkańców.

W ramach I naboru w programie wzięły udział 374 gminy, a w II naborze zgłosiło się 512 gmin.

Program ma na celu wspieranie prac termomodernizacyjnych, co jest szczególnie istotne dla osób chcących zwiększyć efektywność energetyczną swoich nieruchomości. Dzięki budżetowi wynoszącemu 1,75 mld zł uczestnicy programu mają szansę na uzyskanie finansowego wsparcia na realizację niezbędnych inwestycji. Okres, w którym można kwalifikować koszty związane z termomodernizacją, zaplanowano do końca 2025 r., natomiast wypłata przyznanych środków będzie możliwa do końca 2026 r.

• „Czyste Powietrze” – od kwietnia do programu weszły zmiany. Zgodnie z nimi, dotacje zostaną ograniczone tylko do pomp ciepła i kotłów zgazowujących drewno oraz na pellet, które muszą być na tzw. „liście ZUM”. Choć zmiany mają zacząć obowiązywać od 22 kwietnia, to 13 czerwca br. zakończył się okres przejściowy na uzupełnienie niezbędnej dokumentacji dla producentów urządzeń grzewczych.

Jak poinformował Instytut Ochrony Środowiska, na liście zielonych urządzeń i materiałów (ZUM), znajduje się obecnie ok. 800 producentów i dystrybutorów urządzeń grzewczych i materiałów budowalnych, z czego 40 proc. oferuje pompy ciepła. Wkrótce dotacje z „Czystego Powietrza” będzie można uzyskać jedynie do pomp będących na tej liście.
Instytut Ochrony Środowiska – Państwowy Instytut Badawczy odpowiedzialny jest za prowadzenie listy ZUM. Znajdują się na niej urządzenia oferowane przez producentów i dystrybutorów, na które można uzyskać dotację.

Wcześniej – bo w połowie stycznia – MKiŚ poinformowało, że chce wypłacić zaległe środki, ale także wdrożyć długofalowe rozwiązania, które zapewnią płynność w finansowaniu programu. Na „Czyste powietrze”, z pierwszej transzy środków z Krajowego Planu Odbudowy, otrzymaliśmy 200 mln zł – dotacja zostanie wznowiona. Pracujemy też nad środkiem zaradczym, który pozwoli na wypłacenie wszystkich zaległości. Docelowo chcemy uruchomić pulę środków dostępnych z FEniKS na 2024 r., czyli Funduszy Europejskich na Infrastrukturę, Klimat i Środowisko – podkreśliła szefowa resortu Paulina Hennig-Kloska.

• 30 listopada 2023 r. NFOŚiGW ogłosił nabór wniosków o dofinansowanie inwestycji w energooszczędną infrastrukturę ciepłowniczą z programu „Fundusze Europejskie na Infrastrukturę, Klimat, Środowisko 2021-2027 – FEnIKS. Do podziału było 100 mln zł, a dofinansowanie mogło wynieść nie więcej niż 79,71 proc. wartości wydatków kwalifikowanych projektu.

Do naboru mogły przystąpić następujące typy podmiotów: jednostki samorządu terytorialnego oraz działające w ich imieniu jednostki organizacyjne, podmioty świadczące usługi publiczne w ramach realizacji obowiązków własnych jednostek samorządu terytorialnego nie będące przedsiębiorcami, spółdzielnie mieszkaniowe, podmioty będące dostawcami usług energetycznych w rozumieniu dyrektywy 2012/27/UE działające na rzecz jednostek samorządu terytorialnego oraz przedsiębiorcy.
Nabór wniosków trwał do 31 stycznia br.

• W trwającym w I półroczu programie „Digitalizacja Sieci Ciepłowniczych”, wnioski – w ramach II naboru – do NFOŚiGW można składać od 13 maja do 30 września br. Ich wniosków odbywa się w trybie ciągłym, do wyczerpania dedykowanej puli środków.
Wsparcie skierowane jest dla przedsiębiorstw energetycznych, prowadzących koncesjonowaną działalność gospodarczą w zakresie przesyłu i dystrybucji ciepła na inwestycje w zakresie digitalizacji sieci ciepłowniczej w celu jej optymalizacji.
W ramach II naboru budżet wynosi ponad 281 mln zł, w tym: dla bezzwrotnych form dofinansowania — do ok. 85,5 mln; dla zwrotnych form dofinansowania — do ok. 196 mln zł.

• 30 kwietnia zamknięto nabór w programie priorytetowym o nazwie „Racjonalna gospodarka odpadami część 3) Wykorzystanie paliw alternatywnych na cele energetyczne” (trwał od 13.12.2023 r.), którego celem jest realizacja zasad gospodarki odpadami, a w szczególności hierarchii sposobów postępowania z odpadami poprzez utworzenie i utrzymanie w kraju zintegrowanej i wystarczającej sieci instalacji gospodarowania odpadami oraz budowanie świadomości ekologicznej społeczeństwa oraz zapobieganie powstawaniu odpadów.

Zadaniem programu było wsparcie budowy nowych oraz rozbudowy lub modernizacji istniejących instalacji termicznego przekształcania odpadów.
Program realizowany będzie w latach 2020-2030, przy czym zobowiązania (rozumiane jako podpisywanie umów) podejmowane będą do 2027 r., a środki wydatkowane będą do 2030 r.
Beneficjentami mogą być jednostki samorządu terytorialnego i ich związki oraz przedsiębiorcy w rozumieniu ustawy z 6 marca 2018 r. Prawo przedsiębiorców wykonujących działalność gospodarczą.

• „Kogeneracja dla Ciepłownictwa” – 10 czerwca NFOŚiGW rozpoczął nabór wniosków. Z dofinansowania będą mogli skorzystać przedsiębiorcy w rozumieniu ustawy z 6 marca 2018 r. Prawo przedsiębiorców, prowadzący działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania energii, o zainstalowanej mocy cieplnej i/lub elektrycznej źródeł energii nie mniejszej niż 50 MW, realizujący projekt w ramach systemu ciepłowniczego, o zamówionej mocy cieplnej, na dzień składania wniosku, nie mniejszej niż 50 MW.

• „Kogeneracja dla Energetyki i Przemysłu” – program działający od 2022 r., którego celem jest promowanie wykorzystywania wysokosprawnej kogeneracji dla przemysłu. Budżet na realizację celu programu wynosi do 3,5 mld. zł, w tym: dla bezzwrotnych form dofinansowania — do 2 mld zł; dla zwrotnych form dofinansowania — do 1,5 mld zł.
Program realizowany będzie w latach 2022-2030, przy czym: zobowiązania (rozumiane jako podpisywanie umów) podejmowane będą do 31.12.2025 r., a środki wydatkowane będą do 31.12.2030 r.
Nabór wniosków odbywa się w trybie ciągłym, do wyczerpania dedykowanej puli środków.

• „Ciepłownictwo Powiatowe” – celem programu, po zmianach od października 2023 r., jest zmniejszenie negatywnego oddziaływania przedsiębiorstw ciepłowniczych na środowisko, w tym poprawa jakości powietrza poprzez wsparcie przedsięwzięć inwestycyjnych.
Program realizowany jest ze środków krajowych, a jego operatorem jest NFOŚiGW.
Okres kwalifikowalności kosztów: od 01.01.2018 r. do 31.12.2025 r.

W ramach programu można wnioskować o dofinansowanie w formie dotacji do 50 proc. kosztów kwalifikowanych. Warunkiem udzielenia dotacji jest jednoczesne zaciągnięcie pożyczki z NFOŚiGW, w części stanowiącej uzupełnienie do 100 proc. kosztów kwalifikowanych przedsięwzięcia.

O wsparcie na inwestycje mogą ubiegać się spółki kapitałowe, których przedmiotem działalności jest produkcja ciepła na cele komunalno-bytowe, a udział w kapitale zakładowym spółki jednostki samorządu terytorialnego, w tym związku JST, jest większy niż 50 proc.
Katalog beneficjentów został rozszerzony o JST ujęte na imiennej liście 139 miast średnich tracących funkcje społeczno-gospodarcze. Całkowita moc cieplna zamówiona systemu ciepłowniczego, w ramach którego prowadzona jest przedmiotowa działalność winna wynosić nie więcej niż 50 MW.

• W I półroczu kontynuowano program „Rozwój kogeneracji w oparciu o biogaz komunalny” ogłoszony przez NFOŚiGW 13 lutego br. wraz z naborem wniosków. Program skierowany jest do przedsiębiorców.

Wsparciem objęte zostaną inwestycje dotyczące budowy nowych, rozbudowy lub modernizacji istniejących instalacji fermentacji selektywnie zebranych bioodpadów komunalnych i wykorzystania uzyskanego biogazu do wytwarzania energii w warunkach wysokosprawnej kogeneracji.
Dofinansowanie udzielane w ramach programu pochodzi z Funduszu Modernizacyjnego.
Dofinansowanie w formie dotacji wynosi do 50 proc. kosztów kwalifikowanych, z zastrzeżeniem, że kwota dotacji nie może przekroczyć kwoty pożyczki udzielonej przez NFOŚiGW, na samą inwestycję.
Wnioski można było składać do 30 czerwca br.

• Kontynuację miał również program „Energia Plus”, którego celem jest zmniejszenie negatywnego oddziaływania przedsiębiorstw na środowisko, w tym poprawa jakości powietrza, poprzez wsparcie przedsięwzięć inwestycyjnych, takich ja m.in.: poprawa efektywności energetycznej, nowe źródła ciepła i energii elektrycznej czy modernizacja/rozbudowa sieci ciepłowniczych.
Dofinansowanie udzielane jest w formie pożyczki do 85 proc. kosztów kwalifikowanych (0,5-500 mln zł). Wnioski można było składać do 13 grudnia br. lub do wyczerpania alokacji środków.
Zgodnie z komunikatem NFOŚiGW z 30 kwietnia: "Z tytułu wyczerpania alokacji środków, z dniem 30.04.2024 r. nabór wniosków został zakończony".

• W kwietniu 2022 r. NFOŚiGW uruchomił program „Moje Ciepło”, który jest kontynuowany. Zapewnia on dofinansowanie dla nowych budynków jednorodzinnych z pompami ciepła.
Nabór wniosków, wyłącznie w wersji elektronicznej, odbywa się w trybie ciągłym od 29.04.2022 r. do 31.12.2026 r. lub do wyczerpania dedykowanej puli środków.
Program z budżetem 600 mln zł realizowany będzie w latach 2022-2027.

• „Stop Smog” – to rządowy program zainaugurowany w 2018 r. Beneficjentami końcowymi są właściciele budynków mieszkalnych o niskich dochodach, mieszkający w gminie z obowiązującą uchwałą antysmogową, która bierze udział w programie.
Wnioski do programu składają gminy, w których obowiązuje uchwała antysmogowa. Następnie, po podpisaniu umowy z NFOŚiGW, gmina we własnym zakresie i w wybranych terminach otwiera nabór wniosków dla swoich mieszkańców.
Program ma trwać do końca 2024 r.

• „Mój Prąd 6.0” - przeznaczony dla gospodarstw domowych. Jego celem jest wspieranie instalacji paneli słonecznych, magazynów energii i systemów zarządzania energią w gospodarstwach domowych. Ponadto, w ubiegłym roku program został rozszerzony o zakres dofinansowania dla kolektorów słonecznych oraz pomp ciepła.
NFOŚiGW potwierdził, że nowa edycja ma ruszyć we wrześniu br., a jego budżet wyniesie 400 mln zł. W ramach prac nad projektem stawiany jest nacisk na wprowadzenie obowiązku posiadania magazynu energii.
Dofinansowanie będzie można uzyskać na inwestycje zakończone i przyłączone do sieci.

• „Agroenergia”, to program dedykowany osobom, które są właścicielami lub dzierżawcami użytków rolnych, na terenie których planują montaż instalacji fotowoltaicznej, turbin wiatrowych lub pomp ciepła.

Celem zakwalifikowania do programu należy jednak spełnić kilka warunków związanych bezpośrednio z przedsięwzięciami w zakresie OZE. Zanim zatem przyszły beneficjent złoży wniosek o dofinansowanie, powinien pamiętać o tym, że: nie może rozpocząć inwestycji przed przystąpieniem do programu, musi użytkować dofinansowaną instalację przez minimum 3 lata od dnia zakończenia przedsięwzięcia, nie może korzystać jednocześnie z innych dofinansowań – takich jak np. dotacje w ramach programu „Mój Prąd”, czy „Czyste Powietrze”. Jednocześnie dofinansowanie z projektu „Agroenergia” może być łączone z ulgą termomodernizacyjną, jednak odliczenie od podatku zostanie pomniejszone o wartość otrzymanej dotacji. Wsparcie w ramach „Agroenergii” mogą otrzymać jedynie ci inwestorzy, którzy dopiero planują montaż nowej instalacji, a nie modernizację lub rozbudowę już istniejącej. Dodatkowym wymogiem jest to, aby mikroinstalacja objęta programem służyła zaspokojeniu własnych potrzeb energetycznych beneficjenta.

Program został podzielony na dwie części: 1) Mikroinstalacje, pompy ciepła i towarzyszące magazyny energii i 2) Biogazownie rolnicze i małe elektrownie wodne.
Nabór wniosków dla rolników, do I części programu (obejmującej mikroinstalacje, pompy ciepła i towarzyszące magazyny energii) trwa od 01.10.2021 r. do 30.09.2025 r. lub do wyczerpania środków na ten cel.
Nabór wniosków w II części programu, dotyczącej biogazowni rolniczych oraz małych elektrowni wodnych trwał od 20.07.2021 r. do 30.09.2022 r., lub do wyczerpania alokacji środków.

D.   Kongresy, konferencje, sympozja

• 31 stycznia-2 lutego – XI Konferencja „Nowe kierunki Kogeneracji” w Nowym Sączu. Organizatorem wydarzenia było wydawnictwo „Nowa Energia”.

Celem konferencji była dyskusja i przekazanie praktycznej wiedzy m.in. z zakresu: strategii energetycznej Europy i Polski w zakresie rozwoju kogeneracji, roli elektrociepłowni w stabilizacji KSE i zapewnieniu bezpieczeństwa energetycznego, rozwoju kogeneracji w oparciu o różne rodzaje paliw: wodór, metan, odpady komunalne, biomasa, pompy ciepła, rozwoju ciepłownictwa systemowego w oparciu o źródła kogeneracyjne.

Konferencja skierowana była do przedsiębiorstw energetycznych i ciepłowniczych, samorządów, firm współpracujących z szeroko pojętą branżą energetyczną, naukowców zajmujących się problematyką wytwarzania energii w kogeneracji.

• 12-13 lutego – „XXIV Ogólnopolski Kongres Energetyczno-Ciepłowniczy POWERPOL” w Warszawie, który poświęcony był polityce energetycznej państwa wobec kryzysu surowcowego w Europie.

Wśród uczestników Kongresu nie zabrakło liderów polskiego rynku energetycznego takich jak Orlen, Tauron, Enea czy PGE, którzy omawiali przyjęte strategiach i cele na najbliższe lata.

Dużo uwagi poświęcono skali inwestycji w zielone moce wytwórcze oraz działania zapewniające bezpieczeństwo infrastruktury krytycznej. W ramach wydarzenia podejmowane były tematy wpływu otoczenia geopolitycznego na polski sektor elektroenergetyczny oraz zakres działań zaradczych pozwalających utrzymać kontrolę nad surowcami, prezentowane były także nowoczesne rozwiązania i koncepcje w energetyce.

• 27-29 lutego – XIII Konferencja „Rynek Ciepła Systemowego” w Lublinie zorganizowana przez Izbę Gospodarczą Ciepłownictwo Polskie, Lubelskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej i Okręgowe Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej w Puławach.

Celem Konferencji jest wymiana doświadczeń i opinii na temat aktualnych wyzwań i trendów w sektorze ciepłownictwa systemowego, a także prezentacja nowych rozwiązań technologicznych, prawnych i organizacyjnych.

W programie tegorocznego wydarzenia znalazły się m.in. następujące tematy: budowanie wizerunku nowoczesnego przedsiębiorstwa ciepłowniczego z pomocą narzędzi Programu Promocji Ciepła Systemowego, obecne modele kształtowania cen ciepła w kontekście bieżącej sytuacji finansowej przedsiębiorstw oraz konieczności transformacji sektora ciepłownictwa systemowego, praktyczne aspekty rozliczania rekompensat i wyrównań dla ciepła na podstawie nowej ustawy o szczególnych rozwiązaniach w zakresie niektórych źródeł ciepła.

• 10 kwietnia z inicjatywy Prezesa Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie Jacka Szymczaka, w Senacie RP odbyła się Konferencja „Ciepłownictwo przyszłości. Jak budować nowoczesny system ogrzewania mieszkań i wody dla ok. 15 milionów Polaków?”.

Debata została zorganizowana pod patronatem wicemarszałka Senatu Michała Kamińskiego, który podkreślił, że w ciągu ostatnich dwóch dekad branża ciepłownictwa systemowego wykonała ogromną pracę na rzecz modernizacji i to przy spadającej rentowności branży.

Przewodniczący Komisji Gospodarki Narodowej i Innowacyjności, senator Waldemar Pawlak wyjaśniał, że ciepłownictwo należy postrzegać w szerszym kontekście – nie tylko jako dostawę ciepła, ale także możliwość długoterminowego magazynowania energii, dzięki wykorzystaniu nowoczesnych technologii. Zwrócił się przy tym do przedstawicieli branży o przygotowanie rekomendacji dla rządu dotyczących zmian legislacyjnych – zarówno tych doraźnych, jak też systemowych, strategicznych.

Prezes IGCP zwrócił uwagę na problemy branży – niską rentowność i niski wskaźnik płynności finansowej przedsiębiorstw ciepłowniczych. Poprawa tych wskaźników jest niezbędna, aby przedsiębiorstwa mogły ubiegać się o środki pomocowe, zarówno unijne, jak i krajowe. Kolejne wyzwanie dla ciepłownictwa, to uzyskanie statusu efektywnego systemu ciepłowniczego; obecnie tylko ok. 20 proc. przedsiębiorstw spełnia ten warunek. Dla ciepłownictwa powinna zostać opracowana specjalna strategia, tak by poprawić efektywność energetyczną i rentowność przedsiębiorstw ciepłowniczych oraz wyznaczyć kierunek rozwoju branży – podkreślał Prezes Jacek Szymczak

W dyskusji podsumowującej konferencję, ciepłownicy apelowali do przedstawicieli resortu klimatu o jak najszybsze wskazanie kierunku transformacji przedsiębiorstw ciepłowniczych, przygotowanie ustawy o ciepłownictwie i zmianę przestarzałego modelu taryf. Podkreślali potrzebę upowszechniania nowych technologii, omawiali kwestie dotyczące integracji ciepłownictwa z systemem elektroenergetycznym, zależności między budową niskotemperaturowych sieci ciepłowniczych a efektywnością energetyczną budynków mieszkalnych.

• 18-19 kwietnia – 39. Konferencja Energetyczna „EuroPOWER & 9. OZE POWER”, która jest wiodącym i najbardziej wpływowym wydarzeniem dla polskiego sektora energetycznego, skupiającym przedstawicieli zarządów kluczowych dla rynku podmiotów, polityków, ekspertów, przedstawicieli świata nauki oraz członków izb gospodarczych i stowarzyszeń branżowych, a w merytoryczną dyskusję każdorazowo zaangażowani są przedstawiciele rządu.

Mamy bardzo duże zasoby na transformację energetyczną z KPO, z wpływów ze sprzedaży certyfikatów pozwalających na emisję CO2; to wszystko jest do zagospodarowania, ale musimy to robić w mądry sposób, rozwiązując problemy od samej góry – komentowała Minister Klimatu i Środowiska Paulina Henning-Kloska.

Liderzy sektora energii dyskutowali na temat transformacji energetycznej i rozwoju gospodarczego w Polsce. Omawiano strategie finansowania inwestycji w zieloną energię, współpracę między sektorem publicznym a prywatnym oraz przyszłość polskiej energetyki jądrowej i OZE w kontekście zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego i realizacji celów niskoemisyjności.

• 22-23 kwietnia – V Międzynarodowy Szczyt Klimatyczny „TOGETAIR 2024” w Warszawie.

To cykliczne wydarzenie, którego celem jest zbudowanie przestrzeni służącej wymianie idei, współpracy na rzecz ochrony środowiska, osiągnięciu celów klimatycznych oraz wspieraniu ambitnych, racjonalnych ekonomicznie i społecznie inicjatyw polskiej polityki klimatycznej. Organizatorami Szczytu były: Fundacja Czyste Powietrze oraz Fundacja Pozytywnych Idei. Wydarzenie realizowane było w formule hybrydowej, w trzech studiach telewizyjnych.

Głównym celem „TOGETAIR 2024” było budowanie zrównoważonej przyszłości poprzez innowacje, współpracę i odpowiedzialność, poprzez omawianie go w różnych aspektach na trzech scenach: CLIMATE CARE, BUSINESS CONNECT i FUTURE COOPERATION.

Każda scena, to miejsce intensywnych dyskusji, które mają na celu zidentyfikowanie kluczowych wyzwań związanych ze zmianami klimatycznymi i środowiskowymi oraz poszukiwanie skutecznych rozwiązań. Poprzez wymianę wiedzy, inspirujące prelekcje i panelowe debaty, uczestnicy Szczytu wspólnie dążyli do wypracowania strategii, które pozwolą zachować równowagę między rozwojem a ochroną naszej planety dla przyszłych pokoleń.

• 22-24 kwietnia – 31. Sympozjum Naukowo-Techniczne Wiosenne Spotkanie Ciepłowników w Zakopanem, które zgromadziło ponad 800 uczestników z 270 firm i instytucji.

Podczas wystąpień zwracano m.in. uwagę na rolę nowych technologii zastosowanych w ciepłowni w Lidzbarku Warmińskim oraz w jaki sposób Symulator Polskiego Systemu Energetycznego może pomóc branży ciepłowniczej zaplanować transformację oraz poszerzać wiedzę poprzez analizowanie różnych wariantów miksu energetycznego. Uczestnicy Sympozjum dyskutowali także o rozproszonym magazynowaniu ciepła z OZE, strategiach dojścia do ciepłownictwa zeroemisyjnego z wykorzystaniem pomp ciepła i magazynów PTES, a także o unijnej i krajowej legislacji.

Przedstawiciele NCBR poinformowali, że Centrum uruchomi w tym roku nowe konkursy adresowane do branży ciepłowniczej i firm wykonawczych. Jako pierwszy zostanie uruchomiony konkurs „Ciepłownia Przyszłości 2”, którego celem będzie opracowanie uzasadnionego ekonomiczne systemu ciepłowniczego z udziałem OZE na poziomie min. 80 proc. (bez spalania biomasy) o mocy zainstalowanej do 50 MW i powyżej 50 MW. Kolejne dwa konkursy są adresowane do mniejszych systemów ciepłowniczych: „Ciepłownictwo Rozproszone”, gdzie nacisk ma być położony na opracowanie nowego modelu biznesowego dla ciepłownictwa oraz „Ciepłownictwo 5G”, w ramach którego powstanie system ciepłowniczego niskotemperaturowy.

• 7-9 maja – „XVI Europejski Kongres Gospodarczy” w Katowicach, w którym wzięły udział rekordowe liczby gości: stacjonarnych (12 tys.) oraz śledzących debaty online (5 tys.).

W kontekście ciepłownictwa poruszono m.in. następujące kwestie: polityka klimatyczna, transformacja energetyczna, rozwój OZE i energetyka jądrowa, bezpieczeństwo energetyczne, gospodarka odpadami.

• 12-15 maja – 27. Konferencja „GAZTERM 2024” w Międzyzdrojach.

Program tegorocznej Konferencji zbudowany został wokół dwóch kluczowych zagadnień: bezpieczeństwa energetycznego oraz transformacji energetycznej. W wystąpieniach zwracano m.in. uwagę na konieczność zachowania racjonalnego podejścia do procesu transformacji energetycznej, która ma być sprawiedliwa i zapewniać w energetyce i ciepłownictwie stabilne dostawy i niskie ceny. Osiągnięcie takich celów nie będzie natomiast możliwe bez trwałego bezpieczeństwa energetycznego, którego zapewnienie jest obowiązkiem państwa. Sprostanie współczesnym zagrożeniom, generowanym przede wszystkim przez napięcia geopolityczne, wymaga m.in. zintensyfikowania współpracy międzynarodowej.

• 15-17 maja – IX Międzynarodowa Naukowo-Biznesowa Konferencja „Odnawialnych Źródeł Energii” w Krynicy Zdroju.

To wydarzenie, które na stałe wpisało się w kalendarz kluczowych spotkań branży OZE, zgromadziło czołowych naukowców, ekspertów oraz decydentów, by dyskutować o najnowszych osiągnięciach i innowacjach w dziedzinie energetyki odnawialnej.

Konferencja obejmowała zarówno sesje plenarne, jak i sesje tematyczne. Uczestnicy mieli okazję wysłuchać ekspertów z różnych dziedzin, którzy podzielili się swoimi badaniami i doświadczeniami m.in. w zakresie następujących obszarów: energia solarna, energia geotermalna, biomasa i paliwa biomasowe, pompy ciepła, spalanie, współspalanie i kogeneracja w układach OZE, zaawansowane technologie magazynowania energii.

• 10-11 czerwca – „IX Forum Pelletu” w Gdyni, organizowane przez „Magazyn Biomasa”.

Forum, to kluczowe miejsce spotkań dla producentów i dystrybutorów pelletu oraz kotłów pelletowych, dostawców technologii, przedstawicieli sektora energetycznego i ciepłowniczego, jak również samorządów i organizacji branżowych. To nie tylko najważniejsza konferencja branżowa w Polsce, ale również doskonała okazja do wymiany doświadczeń i dyskusji nad najważniejszymi kwestiami dotyczącymi krajowego i europejskiego rynku biomasy.

• 10-12-czerwca – „IX Kongres Polskiego Przemysłu Gazowniczego” w Łodzi, którego tematem przewodnim była dekarbonizacja w gazownictwie.

Wydarzenie zgromadziło najważniejszych przedstawicieli branży gazowniczej, administracji państwowej, ekspertów oraz świata nauki, którzy wspólnie debatowali nad wyzwaniami i kierunkami rozwoju sektora w obliczu dekarbonizacji.

Minister Klimatu i Środowiska Paulina Hennig-Kloska, w liście skierowanym do uczestników Kongresu, wskazała, że wysokiej dynamice rozwoju odnawialnych źródeł energii towarzyszyć będzie przejściowe zwiększenie roli gazu ziemnego, a gaz ma perspektywy do funkcjonowania jako stabilne i bezpieczne paliwo do wytwarzania energii elektrycznej i ciepła.

Podczas jednej z sesji poświęconej gospodarce zeroemisyjnej dyskutowano o tym, jak zdefiniować nową rolę branży gazowej na rynku, z uwzględnieniem rosnącego udziału gazów zdekarbonizowanych, wodoru, biopaliw oraz zmian w sektorze ciepłownictwa i transportu.

• 11-13 czerwca – „V Kongres Kogeneracji” w Kazimierzu Dolnym, podczas którego dyskutowano o kierunkach transformacji energetycznej sektora ciepłownictwa systemowego, sposobie implementacji finalnych unijnych regulacji klimatyczno-energetycznych, a także analizowano następstwa kryzysu energetycznego.

Organizatorem wydarzenia było Polskie Towarzystwo Elektrociepłowni Zawodowych, które w trakcie Kongresu zaprezentowało raport „Potencjał wykorzystania technologii Power to Heat w transformacji sektora ciepłownictwa systemowego w Polsce”.

Tegoroczna edycja obfitowała w wiele interesujących prelekcji dotyczących najnowszych trendów i innowacji technologicznych w branży pelletowej. Omawiano również przyszłość rynku pelletu w kontekście zrównoważonego rozwoju, ceny pelletu, dostępności surowca oraz zmiany prawne.

Pokłosiem Kongresu jest stanowisko PTEZ, w którym zawarto wnioski dotyczące m.in. zapewnienia swobody kształtowania miksu energetycznego w ramach danego systemu ciepłowniczego i możliwości wykorzystania wszystkich technologii i paliw dopuszczanych przez regulacje UE, zaangażowania wszystkich stron będących uczestnikami rynku ciepła w proces transformacji, jak najszybszego wprowadzenia ram prawnych wspierających proces dekarbonizacji, w tym w szczególności implementację dyrektyw ws. efektywności energetycznej (EED) i ws. promowania stosowania OZE (RED III) do prawa polskiego.

• 13 czerwca – XII Kongres PORT PC pt. „Pompy ciepła w erze taryf dynamicznych” w Warszawie.

Jak podkreślali uczestnicy, jedno z największych wyzwań, z jakimi dziś musimy się zmierzyć zarówno jako branża, jak i konsumenci, to nieuniknione zmiany na rynku energii, w tym zmiany w sposobie funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, a także coraz większa rola technologii pomp ciepła w tym procesie. Taryfy dynamiczne, które niebawem zostaną wprowadzone w Polsce, są istotnym elementem tych zmian. Mają służyć za impuls do zwiększania elastyczności sieci elektroenergetycznej i lepszego zarządzania energią przez odbiorców, m.in. na poziomie gospodarstw domowych. Dlatego właśnie taryfy dynamiczne w kontekście stosowania pomp ciepła stały się hasłem przewodnim Kongresu Wydarzenie to, jak co roku, było także okazją do podsumowania rynku pomp ciepła, zaprezentowania nowych trendów, projektów badawczych i publikacji.

• 17-18 czerwca – „12. Ogólnopolski Szczyt Energetyczny – OSE Gdańsk 2024” w Gdańsku, który był poświęcony polityce energetycznej państwa wobec kryzysu surowcowego w Europie.

Podczas Szczytu odbyło się osiem paneli dyskusyjnych podejmujących tematykę wpływu otoczenia geopolitycznego na polski sektor elektroenergetyczny, strategii rozwoju największych operatorów na polskim rynku, stanu zaawansowania projektów jądrowych, nowych rozwiązań na rynku gazy i energii, bezpieczeństwa infrastruktury energetycznej, ciepłownictwa oraz offshore i onshore.

Podczas panelu pt. „Rynek ciepła i kogeneracji” uczestnicy dyskusji podkreślili znaczenie nowych technologii (biometan oraz wodór) dla systemu energetycznego kraju. Zwrócono uwagę na znaczenie tworzenia biogazowni jako elementu budowania energetyki rozproszonej, wykorzystującej lokalne zasoby do produkcji energii. Określono także wolumeny biometanu które zostaną włączone do bilansu gazowego na skutek realizacji wdrażanych projektów. Odniesiono się także do kwestii łatwości pozyskania surowców lokalnie oraz skali projektów gazowych / biogazowych, które mają szansę powstać na przestrzeni najbliższych lat.

Z kolei podczas panelu poświęconego „Nowym ramom prawnym dla rozwoju ciepłownictwa i kogeneracji” podkreślano konieczność ciągłego podnoszenia jakości usług, współpracy ze wszystkimi interesariuszami odpowiedzialnymi za usługi dla mieszkańców, konieczności niezbędnych inwestycji podnoszących bezawaryjność, trwałość i efektywność instalacji oraz elastyczność w wachlarzu świadczonych usług. Omówiono także konieczność zazielenienia ciepłownictwa poprzez wprowadzenie projektów integrujących różne podmioty na rynku.

• 22 czerwca – konferencja poświęcona tematyce geotermalnej, inaugurująca projekt „Ciepłownia przyszłości – odkryj geotermię” w Warszawie. Konferencja była doskonałą okazją do zapoznania się z aktualną sytuacją w sektorze geotermii w Polsce, w tym z doświadczeniami wynikającymi z realizacji nowych inwestycji geotermalnych.

Przypominamy przy okazji

Polskie ciepłownictwo w II półroczu 2023 r.