All posts by Jolanta Szczepaniak.

Wielokierunkowe spojrzenie na dekarbonizacje ciepłownictwa i przemysłu

 

Wielokierunkowe spojrzenie na dekarbonizacje ciepłownictwa i przemysłu – relacja z 13 edycji wiosennego Forum Biomasy i Paliw Alternatywnych powermeetings.eu w Krakowie

 

 – Uniknięto by w przeszłości  wielu niepowodzeń, gdyby branża związana z biomasą i paliwami alternatywnymi była słuchana i wdrażano jej wnioski – stwierdził Miłosz Motyka, podsekretarz stanu w Ministerstwie Klimatu i Środowiska w swoim wystąpieniu inaugurującym wiosenną, 13 edycję Forum Biomasy i Paliw Alternatywnych w Ciepłownictwie, Energetyce i Przemyśle, zorganizowanym w dniach 21-22 marca 2024 w Krakowie przez powermeetings.eu – obchodzące w tym roku 20-lecie organizacji najlepszych branżowych wydarzeń podyktowanych najaktualniejszymi trendami, zmianami w otoczeniu legislacyjnym i przeobrażeniami rynkowymi. – Deklarujemy obecnie pełną współpracę, słuchanie uwag i postulatów. Dzięki udziale w kolejnych edycjach Forum, udaje się przeprowadzać transformację i poprawiać wiele projektów legislacyjnych. Dzisiaj nie ma bezpieczeństwa kraju, bez bezpieczeństwa energetycznego, a bezpieczeństwa energetycznego nie ma bez suwerenności energetycznej. Dlatego będziemy wspierać alternatywne źródła energii, rozproszoną energetykę, biomasę, pelet, a generalnie polskich przedsiębiorców, żeby się uniezależnić od zewnętrznych paliw. Legislacja nie jest od narzucania działań, ale ma odpowiadać na zapotrzebowane i wdrażać wnioski zgłaszane przez producentów. Widzimy, że Program Czyste Powietrze nie spełni celu, jeśli środki finansowe są np. wydawane na niecertyfikowane pompy ciepła z różnych stron świata, nie wspierające rozwoju polskich firm i własnych rozwiązań.


Ciepłownictwo wobec Fit for 55

Uczestnicy krakowskiej debaty mieli możliwość przekazania wiceministrowi różnych uwag dotyczących głównie dekarbonizacji, zarówno bezpośrednio jak i w wygłoszonych prezentacjach. Wykorzystała tę możliwość Dorota Jeziorowska, dyrektor w Polskim Towarzystwie Elektrociepłowni Zawodowych, przedstawiając liczne problemy związane z dekarbonizacją sektora ciepłownictwa systemowego w Polsce w świetle rozstrzygnięć pakietu „Fit for 55”. Podkreślając bardzo istotną rolę ciepłownictwa systemowego w polskich miastach, zaprezentowała uwagi i wnioski zawarte w dokonanej przez organizacje skupiające elektrociepłownie analizie regulacji pakietu Fit for 55 w obszarze ciepłownictwa. Branża docenia znaczenie efektywnego systemu ciepłowniczego, ale w odniesieniu do kryterium wysokosprawnej kogeneracji wprowadzono nowy limit emisji bezpośrednich dwutlenku węgla, który w przypadku jednostek opartych o paliwa kopalne, wyznaczono na 270 g CO2/kWh wyprodukowanej energii. Limit ten będzie mieć zastosowanie do jednostek nowych oraz znacząco zmodernizowanych, gdy koszt przekracza 50 % kosztów inwestycji w nową porównywalną jednostkę) po dacie transpozycji Załącznika III. W przypadku jednostek kogeneracji działających przed wejściem w życie zmienionej dyrektywy, przepisy Załącznika III przewidują możliwość odstępstwa od stosowania kryterium emisyjnego do dnia 1 stycznia 2034 r., pod warunkiem, że takie jednostki posiadają plan redukcji emisji w celu osiągnięcia progu 270 g CO2/kWh do dnia 1 stycznia 2034 r. Niezbędne jest zatem określenie kosztów transformacji sektora ciepłownictwa systemowego w Polsce w oparciu o rozstrzygnięcia dokonane w ramach pakietu Fit for 55 oraz wskazanie rozwiązań technologicznych pozwalających na transformację systemów ciepłowniczych o różnej wielkości a następnie wypracowanie rekomendacji dotyczących kierunków implementacji do prawodawstwa krajowego kluczowych przepisów mających wpływ na sektor ciepłownictwa systemowego. Przeprowadzono w tym zakresie symulacje różniące się zakresem stosowanych różnych paliw w kolejnych latach, aż do 1 stycznia 2050 r., gdy system zacznie wykorzystywać wyłącznie energię odnawialną.

Rynki ciepła podzielono według mocy zamówionej. Prognozy rynków ciepła zawierają wpływ na wolumeny planowanych rozwiązań legislacyjnych w zakresie termomodernizacji i efektywności energetycznej  istniejących budynków oraz nowo przyłączanych do sieci. Obecnie z tego powodu spodziewany jest ubytek wolumenu do 2050 r. od 30 do 40%. Warianty technologiczne zostały dobrane w taki sposób, aby w ramach jednorazowego procesu inwestycyjnego istniała możliwość spełnienia wymogów regulacyjnych w perspektywie do 2050 r. Poszczególne technologie zostały w analizie wybrane z priorytetyzacją zarówno najniższego kosztu wytworzenia ciepła, jak i uzyskania co najmniej minimalnych wolumenów ciepła z kogeneracji, OZE i ciepła odpadowego, określonych w definicji efektywnego systemu ciepłowniczego. Uwzględniono także, iż w perspektywie około 2040 roku mogą pojawić się nowe opcje związane z możliwością przepaliwowania istniejących jednostek gazowych na wodór i biogaz, co powinno dodatkowo zwiększyć potencjał do przyspieszenia dekarbonizacji ciepłownictwa.

Rozpisano szczegółowo poszczególne warianty zasiania sieci ciepłowniczych różnymi jednostkami i różnych paliwem i wyszło ciepłownikom, że sprostanie wymaganiom unijnego pakietu „Fit for 55” będzie wymagało, w przypadku Polski, w zależności od scenariusza poniesienia do 2040 roku nakładów na poziomie od 94 do 178 mld zł – na infrastrukturę wytwórczą, od 76 do 100 mld zł – na infrastrukturę przesyłową i dystrybucyjną, od 106 do 140 mld zł – na modernizację instalacji odbiorczych, czyli łącznie – od 276 do 418 mld zł na dekarbonizację sektora ciepłownictwa systemowego w Polsce. Dlatego, aby transformacja mogła zostać zrealizowana w sposób akceptowalny dla odbiorców końcowych, konieczne jest zwiększenie maksymalnego poziomu intensywności pomocy publicznej, określonego w prawodawstwie UE, z poziomu 30-45 % kosztów kwalifikowanych obecnie, do co najmniej 60 %. Ponadto, biorąc pod uwagę końcowe rozstrzygnięcia dokumentów pakietu Fit for 55 konieczna jest zmiana miksu wytwórczego w sektorze. Do 2040 r. znaczny udział może wciąż stanowić ciepło z kogeneracji (gazowej), jednak po roku 2040 konieczna jest zmiana w kierunku źródeł odnawialnych. Najważniejsze technologie i paliwa, które mogą być wykorzystane w celu dekarbonizacji sektora ciepłownictwa systemowego to źródła gazowe, źródła biomasowe, źródła geotermalne, wielkoskalowe pompy ciepła, kotły elektrodowe zasilane energią elektryczną z OZE, magazyny ciepła, ciepło odpadowe, a w przyszłości – jednostki kogeneracji zasilane zielonym wodorem lub biometanem oraz technologie SMR lub MMR.

Zapotrzebowanie na biomasę, w zależności od wariantu dekarbonizacji może rocznie kształtować się na poziomie 5 lub nawet 25 mln ton. Obecnie w sektorze zużywane jest 4 mln ton biomasy rocznie.

 

Co jest i co nas czeka?

Problemy ciepłowników wynikają w dużej części z Dyrektywy RED III. Przybliżyła je dosyć szczegółowo dr inż. Ilona Olsztyńska z SGS Polska, przedstawiając zbiór najważniejszych regulacji dla rynku biomasy i paliw alternatywnych – co jest i co nas czeka w przyszłości? Omówiła nowe cele dla Unii Europejskiej do 2030 roku – 40 %  energii z OZE w UE, 13 % redukcji intensywności emisji GHG dzięki OZE w sektorze transportu UE, 55 %  redukcja gazów cieplarnianych oraz 1,1 % lub 2,1 % – coroczne zwiększanie udziału energii z OZE w sektorze ciepła i chłodu, 49 % energii z OZE w sektorze budynków w zużyciu energii końcowej  i 1,1 % – średni minimalny coroczny wzrost udziału źródeł energii z OZE w przemyśle.

Przekazała zasady unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji, infrastruktury paliw alternatywnych, mechanizmu dostosowywania cen na granicach. uwzględnienia emisji CO2, efektywności energetycznej i charakterystyki energetycznej budynków. Przypomniała cechy biomasy i paliw z biomasy oraz paliw odnawialnych a także zasadę kaskadowego wykorzystania biomasy drzewnej.

– Państwa członkowskie wprowadzają środki służące zapewnieniu, aby produkcja energii z biomasy przebiegała w sposób minimalizujący wystąpienie nadmiernych zakłóceń na rynku surowca do produkcji biomasy oraz szkodliwy wpływ na różnorodność biologiczną – mówiła Ilona Olsztyńska. –  W tym celu uwzględniają hierarchię postępowania z odpadami określoną w art. 4 dyrektywy 2008/98/WE oraz zasadę wykorzystania kaskadowego biomasy drzewnej. Państwa członkowskie mogą odstąpić od zasady kaskadowego wykorzystania biomasy, jeżeli  jest to konieczne dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii,

lokalny przemysł nie jest w stanie ilościowym lub technicznym wykorzystać biomasy leśnej w celu uzyskania gospodarczej i środowiskowej wartości dodanej wyższej niż produkcja energii. Państwa członkowskie nie mogą udzielać wsparcia na rzecz wykorzystania kłód tartacznych, kłód fornirowych, drewna okrągłego klasy przemysłowej, pniaków i korzeni do produkcji energii, produkcji energii odnawialnej ze spalania odpadów, chyba że spełnione zostały obowiązki w zakresie selektywnego zbierania określone w dyrektywie 2008/98/WE. Państwa członkowskie nie udzielą nowego wsparcia ani nie wznowią żadnego wsparcia na produkcję energii elektrycznej z biomasy leśnej w instalacjach wyłącznie elektroenergetycznych, chyba że taka energia elektryczna spełnia co najmniej jeden z określonych warunków. Ponadto, kryteria zrównoważonego rozwoju spełniają instalacje produkujące energię ze stałych paliw z biomasy – energię elektryczną, ciepło i chłód lub paliwa o całkowitej nominalnej mocy cieplnej wynoszącej co najmniej 7,5 MW, gazowych paliw z biomasy o całkowitej nominalnej mocy cieplnej wynoszącej co najmniej 2 MW, biometanu – instalacji produkujących gazowe paliwa z biomasy o średnim natężeniu przepływu biometanu.

Autorka prezentacji omówiła też nowe zakresy ograniczania emisji gazów cieplarnianych w odniesieniu do biopaliw, biopłynów i paliw z biomasy np. do co najmniej 80 % – w przypadku energii elektrycznej, ciepła i chłodu produkowanych z paliw z biomasy, wykorzystywanych w instalacjach oddanych do eksploatacji po 20 listopada 2023 r. i co najmniej 70 % – do 31 grudnia 2029 r. i co najmniej 80 % od 1 stycznia 2030 r. w przypadku energii elektrycznej, ciepła i chłodu produkowanych z paliw z biomasy, wykorzystywanych w instalacjach o całkowitej nominalnej mocy cieplnej wynoszącej co najmniej 10 MW, oddanych do eksploatacji między 1 stycznia 2021 r. a 20 listopada 2023 r. Instalację uznaje się za będącą w eksploatacji od momentu rozpoczęcia fizycznej produkcji biopaliw, biogazu zużywanego w sektorze transportu i biopłynów oraz od momentu rozpoczęcia fizycznej produkcji ciepła i chłodu oraz energii elektrycznej z paliw z biomasy. Energię z paliw odnawialnych pochodzenia niebiologicznego można zaliczyć na poczet celu dotyczącego redukcji emisji gazów cieplarnianych, wyłącznie w przypadku, gdy ograniczenie emisji gazów cieplarnianych wynikające z wykorzystywania tych paliw wynosi co najmniej 70 %. Natomiast energię z pochodzących z recyklingu paliw węglowych można zaliczyć na poczet celu dotyczącego redukcji emisji gazów cieplarnianych, wyłącznie w przypadku, gdy ograniczenie emisji gazów cieplarnianych wynikające z wykorzystywania tych paliw wynosi co najmniej 70 %.


 

Finansowanie inwestycji

Iwona Poliwka, doradca ds. finansowania inwestycji Metropolis Doradztwo Gospodarcze przedstawiła  zasady i możliwości  finansowania inwestycji energetycznych. Wskazała na środki Funduszu Modernizacyjnego
Kogeneracja dla energetyki i przemysłu pozwalające na inwestycje dotyczące budowy lub/i przebudowy jednostek wytwórczych o łącznej mocy zainstalowanej nie mniejszej niż 10 MW, pracujących w warunkach wysokosprawnej kogeneracji

Możliwe jest też finansowanie inwestycji dotyczących budowy lub/i przebudowy jednostek wytwórczych o łącznej mocy zainstalowanej nie mniejszej niż 0,5 MW, rozwoju kogeneracji w oparciu o biogaz komunalny czy z programu Racjonalna Gospodarka Odpadami na wykorzystywanie paliw alternatywnych na cele energetyczne.

Temat finansowania rozwinął Dawid Karasek, kierownik Wydziału Finansowania Krajowego w Departamencie Energetyki i Przemysłu Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, który ma 35 letnie doświadczenia w finansowaniu projektów na rzecz ochrony środowiska. Ten urząd powołany w okresie zmian ustrojowych w 1989 r. jest unikatowy na skalę światową i stanowi filar systemu finansowania ochrony środowiska w Polsce. Obecny poziom finansowania ochrony środowiska to ponad 6 mld zł rocznie, w tym  59% ze środków krajowych i 41% ze środków zagranicznych. Fundusz jest liderem wdrażania funduszy europejskich i zagranicznych mechanizmów finansowania ochrony środowiska w Polsce od 1996 r. Z roku na rok nakłady rosną. Finansuje i współfinansuje z własnych środków przedsięwzięcia proekologiczne, współpracuje z wojewódzkimi funduszami i Bankiem Ochrony Środowiska, wdraża program „Czyste Powietrze”, realizuje zadania dotyczące przedsięwzięć niskoemisyjnych w programie Stop Smog, realizuje program „Mój Prąd”, „Moja Woda” oraz „Moje ciepło” a także projekt „Ogólnopolski system wsparcia doradczego dla sektora publicznego, mieszkaniowego oraz przedsiębiorstw w zakresie efektywności energetycznej oraz OZE”. NFOŚiGW jest operatorem Funduszu Modernizacyjnego w ramach Energia Plus, który zawiera kilkanaście programów priorytetowych, np. Moje Ciepło, Digitalizacja Sieci Ciepłowniczych, Kogeneracja dla Ciepłownictwa, Dla Energetyki i Przemysłu, Energia dla Wsi. Kogeneracja Powiatowa.

 

Dostępność surowców opałowych

W części poświęconej dostępności biomasy oraz trendom i technologiom zabrał głos Tomasz Majerowski, kierownik Zespołu Użytkowania Lasu DGLP przedstawiając potencjał pozyskania biomasy w PGL LP. Omówił kryteria biomasy „dostępnej” dla przemysłu, wskazując, iż na rynku obecnych jest wielu odbiorców biomasy leśnej, bo realizowane są wciąż nowe inwestycje wykorzystują biomasę importowaną i krajową. Istotne jest, aby biomasa wykorzystywana była lokalnie. W latach 2013-2022 sprzedaż drewna opałowego, czyli grubizny rozumianej jako S4/S2AP oscylowała, z wyjątkiem lat 2017-2018 oraz 2020 roku (pandemia) wokół 3 mln m3. W 2022 roku zapotrzebowanie na drewno opałowe sprzedawane detalicznie, gospodarstwom domowym drastycznie wzrosło. Teraz wróciło do wcześniejszego poziomu. Sprzedaż drewna opałowego stanowi 10-16 % całości pozyskiwanego drewna.

Generalnie, w latach 2013-2021 sprzedaż drewna M2, pozyskiwanego na zasadach samowyrobu, sukcesywnie spadała, natomiast w 2022 roku zarówno ceny drewna M2, jak i wolumen sprzedaży, wzrosły. Jednak pozyskiwanie drewna na zasadach samowyrobu, ze względów kulturowych, demograficznych i gospodarczych, nie będzie znacząco wzrastać a średnioroczne ceny spadają.


Perturbacje z pozyskaniem surowca drzewnego powodują, że zmodyfikowana biomasa agro staje się alternatywnym paliwem w ciepłownictwie. Przekonywał o tym Ryszard Jelonek, kierownik Zakładu Produkcji Peletów Agro w Ząbkowicach Śląskich, należącym do Biomasa Partner Group.

– Dla nas – mówił – biomasa to ulegająca biodegradacji część produktów, odpadów lub pozostałości pochodzenia biologicznego z rolnictwa, w tym substancje roślinne. Taką biomasą agro pochodzenia rolniczego są: pelet ze słomy produkowany przez Biomasa Parter Group SA, pelet z łuski słonecznika, PKS (Palm Kernel Shell), kiedyś wysłodki (buraki, kokos), uprawy roślin energetycznych. Pelet ze słomy nie musi być uciążliwym paliwem jak go niektórzy przedstawiają. Odpowiednio wyprodukowany pelet ze słomy może być dobrym paliwem, wykorzystywanym w procesie współspalania lub spalania dedykowanego w elektrowniach i ciepłowniach, w instalacjach przemysłowych i komunalnych.

Kluczowe czynniki wpływające na proces spalania biomasa agro to niskie temperatury charakterystyk popiołu, duża zawartość alkaliów i złe ustawienia parametrów kotłów. Biomasa Parter Group współpracuje z Politechniką Śląską i firmą Intermark z Gliwic i wspólnie znaleziono rozwiązanie na kluczowe problemy spalania biomasy agro, takie choćby jak zażużlenie parownika kotła.

– Można temu zaradzić – mówił Ryszard Jelonek przez odpowiedni produkt, z dodatkami, lepiej spalający się. Rozwiązaniem problemów jest zmodyfikowany pelet Agro Dunino. Są to granulki sprasowane pod wysoką temperaturą i ciśnieniem z wyselekcjonowanej słomy zbóż z dodatkiem haloizytu Dunino. Haloizyt dodawany jest w procesie produkcji peletu w ilości ok. 2-3 %. Korzyści stosowania peletu Agro Dunino to redukcje: szlakowania, korozji wysokotemperaturowej, emisji pyłów i metali ciężkich, zjawiska zanieczyszczenia powierzchni kotła, poprawa sprawności procesu spalania a popiół o luźnej drobnoziarnistej nieaglomerowanej strukturze, możliwy do stosowania w rolnictwie. W kotłach rusztowych przy przejściu ze spalania  węgla na pelet Agro Duniono wymagana jest odpowiednia regulacja dysz powietrznych w sekcji pierwszej kotła, co wpłynie  korzystnie na poprawę parametrów spalania i będzie zapobiegało powstawaniu zgorzeli. Pelet agro ze słomy na cele energetyczne ma certyfikaty KZR.

 

Jakie trendy na rynku?

Był okres wielkiego zapotrzebowania na pelety różnego typu, więc ich ceny znacząco wzrosły. Jak obecnie wygląda dynamika rynku biomasy, jakie są najnowsze dane i trendy?

Na te pytania prelegenci odpowiadali w swoich prezentacjach. Jako pierwszy – Ramunas Waszkiewicz, kierownik ds. rozwoju rynku Baltpool, czyli międzynarodowej giełdy biomasy, która ma 600 uczestników i 60 000  zrealizowanych kontraktów. Z bieżącej analizy wynika, że ceny zrębki na giełdzie Baltpool spadają. Producenci i nabywcy raz wybierają kontrakty krótkoterminowe SPOT, albo długoterminowe umowy. W 2023 roku 76 % wolumenu zostało zakontraktowane na warunkach krótkoterminowych, w tym aż 49 % to SPOT, zapewniający nabywcom rzeczywistą cenę rynkową, elastyczność, brak długoterminowego zaangażowania  i dostęp do nowych dostawców. Producenci mogą zaś spodziewać się przewidywalnej marży zysku, elastyczności, braku długoterminowego zaangażowania, dostępu do nowych nabywców oraz optymalizacji kosztów logistyki.

Szerzej sytuację i globalne trendy na szybko zmieniającym się rynku biomasy oraz wpływ na polski rynek biomasy omówili: Mads Thomsen, dyrektor Global Portfolio Management CM Biomass z Danii i Tomasz Śmilgiewicz, dyrektor sprzedaży CM Biomass. Firma ta sprowadza biomasę statkami i dostarcza do terminali w Szczecinie i Gdańsku, gdzie są możliwości składowania i dystrybucji do klientów. Główne surowce to łupiny orzecha nerkowca, pelety drzewne, PKS i wiele innych. Potwierdzali oni rosnące wciąż zapotrzebowanie na biomasę, ale jest ono zmienne, a ceny mają tendencję wahające.


W tym cyklu zabrał też głos Marek Kępa, członek zarządu ds. handlowych Javelin Global Connodities, koncentrując się na roli biomasy drzewna w procesie transformacji energetyki i przemysłu. Javelin Global Connodities to międzynarodowa firma zajmująca się marketingiem, handlem, logistyką, finansowaniem i doradztwem w  zakresie towarów masowych, węgla, stali, energii, biowęgla i paliw odnawialnych. Firma ma siedzibę w Londynie, a biura znajdują się w Krakowie, Nowym Jorku, San Diego, St. Louis, Portoryko, Zug, Singapurze, Bangalore i Melbourne. Javelin działa w 100 krajach i na sześciu kontynentach w zakresie ponad 20 różnych towarów i jest liderem na rynku dostaw towarów dla sektorów energetycznego, stalowego i przemysłowego.

– Rośnie zainteresowanie biomasą, ale więcej powinno mówić się o logistyce – stwierdził Marek Kępa. – Przez który terminal w Polsce ona wejdzie na polski rynek? Obecnie te możliwości są ograniczone. Ponadto, obsługujemy klientów z sektorów, w których emisje są trudne do ograniczenia, w związku z tym mamy wyjątkowe doświadczenia w dostarczaniu surowców przejściowych, a także zapewnianiu długoterminowych rozwiązań wspierających klientów w procesie transformacji energetycznej. JVLN sprzedał ok. 60 Mt surowców w 2023 roku, a głównym źródłem dostaw były Ameryka Północna i Południowa. Zauważamy, że biogeniczne źródła węgla odegrają kluczową rolę w produkcji zielonej energii, stali, cementu oraz paliw morskich i lotniczych w procesie ograniczania emisji CO2. Świadczą o tym projekty OZE realizowane w USA. Nasi doświadczeni traderzy wychodzą naprzeciw potrzebom klientów i wspierają ich w procesie transformacji, poprzez dostarczanie prostych, ale skutecznych rozwiązań niskoemisyjnych. Ale nasi klienci muszą mieć pewność, że po zmianie surowca na niskoemisyjny zostanie zachowana ciągłość produkcji oraz stabilny łańcuch dostaw. Takim perspektywicznym paliwem, nad którym pracujemy może być biowęgiel wytwarzany w procesie pirolizy, zazwyczaj z odpadów rolniczych i leśnych w celu zwiększenia zawartości węgla we frakcji stałej do ponad 50 %. Biowęgiel znajduje zastosowane jako reduktor w produkcji metali, źródło biokoksu i jest alternatywą dla węgli kopalnych w procesach produkcji żelazostopów, stali i innych metali oraz w innych procesach. Około 4-5 tony peletu jest równoważne 1 tonie biowęgla.

Podsumowaniem tej interesującej sesji była prezentacja Delfiny Rogowskiej i Michała Pajdy z KZR INiG System o weryfikacja nowych wymagań KZR INiG. Jest to jeden z 15 globalnych systemów certyfikacji uznanego przez KE. Prawie 20 % podmiotów certyfikowanych to przedsiębiorcy spoza Polski. Certyfikacji podlegają: biopaliwa i biopłyny (np. etanol, biodiesel), paliwa z biomasy (np. pelety, zrębka), paliwa odnawialne pochodzenia niebiologicznego (wodór z elektrolizy) oraz paliwa węglowe z recyklingu (paliwa syntetyczne pochodzenia kopalnego – CO2). KZR certyfikuje w pełnym zakresie art. 29  RED II. Przybliżono uczestnikom jak takie certyfikaty uzyskać i jakie warunki spełnić, żeby je utrzymać.

Co daje uzyskanie certyfikatu? Możliwość obrotu materiałem KZR (przy zapewnieniu przyjęć KZR), możliwość wskazania, że dana partia towaru jest zgodna z wymaganiami dyrektywy RED II/ustawodawstwa krajowego. A kto wykorzystuje paliwa KZR? Podmioty realizujące cele OZE i uczestniczące w systemie EU ETS. Informacja o spełnieniu KZR przez daną partię materiału musi w prawidłowy sposób przejść przez cały łańcuch dostaw

Tylko posiadając certyfikat można efektywnie zarządzać energią w przemyśle i ciepłownictwie, o czym mówiono w kolejnym cyklu prezentacji, które przybliżymy w kolejnej publikacji.






 

Pełna relacja foto i wideo znajduje się pod linkiem:

https://powermeetings.eu/forum-biomasy/

 

Zapisz w kalendarzu datę kolejnej 14 edycji wiosennego Forum Biomasy i RDF w Ciepłownictwie, Energetyce i Przemyśle 🔜 27-28 marca 2025 👍

Szczegóły wkrótce na www: https://powermeetings.eu/forum-biomasy/

 

 

A już 🔜 24 i 25 października 2024 odbędzie się
jesienna edycja Forum Biomasy i RDF w Ciepłownictwie, Energetyce i Przemyśle

Zapraszamy do udziału w tym największym i najważniejszym jesiennym spotkaniu branży,
które już od 1️⃣4️⃣ lat jest No 1️⃣ na rynku ❗

Szczegóły i rejestracja: https://powermeetings.eu/forum-technologi-w-cieplownictwie-energetyce-spalanie-biomasy/

 

Do zobaczenia ❗

Masz pytania o kolejne edycje Forum? Zapraszam do kontaktu:

Jola Szczepaniak

powermeetings.eu
kom.: +48 505 659 477

e-mail: Jolanta.Szczepaniak@powermeetings.eu
www.powermeetings.eu
https://www.facebook.com/powermeetings.eu/
https://www.instagram.com/renewableenergy_pl/
https://www.linkedin.com/company/powermeetingseu-industry

Magazyny energii 2024 – usługi regulacyjne, rynek mocy, OZE, proces inwestycyjny, finansowanie

XIV jesienne Forum Biomasy i RDF 2024

Spalarnie zyskały miliardy wsparcia, ale czy to wystarczy?

 

Ponad 3 mld zł wsparcia z Funduszu Modernizacyjnego przydzielono dla 17 projektów energetycznego wykorzystania odpadów komunalnych. To wciąż perspektywiczny biznes, a chętnych było dwa razy więcej.

 

Wsparcie dla energetycznego wykorzystania odpadów z Funduszu Modernizacyjnego – stan na luty 2024 r.

Fala inwestycji w śmieciowe elektrociepłownie. Są pieniądze i strachy – portal WysokieNapięcie.pl pisał o tym w maju ubiegłego roku, gdy rozkręcała się ocena wniosków i podpisywanie pierwszych umów w programie ogłoszonym przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej.

Mowa o finansowanym z Funduszu Modernizacyjnego programie „Racjonalna gospodarka odpadami” – jego trzeciej części, obejmującej wykorzystanie paliw alternatywnych na cele energetyczne. Oferuje on możliwość uzyskania wysokiej dotacji (do 50 proc. kosztów kwalifikowanych, ale nie więcej niż 100 mln zł) oraz preferencyjnej pożyczki (do 100 proc. kosztów, maks. 400 mln zł).

Nabór trwał od grudnia 2021 r. do grudnia 2022 r. Zainteresowanie okazało się bardzo duże – złożono 39 wniosków, opiewających na łącznie na 10,5 mld zł, w tym 3,6 mld zł w ramach dotacji, a reszta w pożyczkach. Łączną wartość inwestycji, obejmujących moce przerobowe na poziomie 2,9 mln ton odpadów oraz ok. 600 MW w kogeneracji, szacowano wtedy na ok. 17 mld zł.

Stopniowo – wraz z odzewem na ogłoszony nabór – rósł też budżet programu, określony początkowo na 1 mld zł, zwiększono do 3 mld zł, a finalnie do 6 mld zł.

Siedemnastka z trzema miliardami złotych wsparcia

Długa lista potencjalnych inwestycji wzbudziła sporo emocji. Dotyczy to zwłaszcza różnego rodzaju organizacji, które uważają tego typu instalacje są zbędny z punktu widzenia gospodarki odpadami przeżytek, a do tego niebezpieczny dla środowiska. Dlatego też wykorzystują wszystkie możliwe procedury administracyjne do blokowania spalarni. Do tego dochodzi też sprzeciw części społeczności lokalnych, które nie chcą mieć takich obiektów w swojej okolicy.

Trudno było jednak oczekiwać, że wszystkie 39 projektów pozyska wsparcie, bo nie pozwalał na to sam budżet programu. A nawet gdyby pozwalał, to trudno zakładać, że wszystkie wnioski przejdą dokładną weryfikację. Zatem wizja, w której za sprawą deszczu publicznych pieniędzy Polska zostanie zabudowana spalarniami, była mocno przesadzona.

Jaki jest więc aktualny bilans programu? Dotychczas zawarto umowy dotyczące 17 projektów. Przydzielone wsparcie z Funduszu Modernizacyjnego to 3,11 mld zł, z czego 1,09 mld zł stanowią dotacje, a 2,02 mld zł to pożyczki.

Z danych, które portalowi WysokieNapiecie.pl przekazało biuro prasowego NFOŚGW wynika, że łączne moce przerobowe 17 planowanych instalacji termicznego przekształcania odpadów komunalnych (ITPOK) to 767 tys. ton, a także 246 MW łącznej mocy w wysokosprawnej kogeneracji. Dla porównania sumaryczne moce dla wszystkich 39 projektów wynosiły kolejno ok. 2,9 mln ton oraz 600 MW.

eśli chodzi o pozostałe wnioski, to odrzucono ich 15 – w tym m.in. duże przedsięwzięcia Veolii w Łodzi oraz Fortum we Wrocławiu, Zabrzu i Częstochowie. Trzech wnioskodawców zrezygnowało: Gniezno, Bielsko-Biała (po referendum, którego wynik nie był wiążący z powodu niskiej frekwencji) oraz prywatna EC Będzin, czyli spółka, która wciąż trwa dzięki samozwańczemu „wypisaniu się” się z unijnego systemu handlu emisjami CO2, o czym portal pisał ostatnio w artykule pt. Scenariusz dla elektrowni węglowych jest już gotowy.

Procedowane są jeszcze wnioski dotyczące projektów w Kępnie, Gliwicach, Rudzie Śląskiej oraz Andrychowie. W tym ostatnim dla odmiany miałaby powstać instalacja wytwarzająca z odpadów gaz syntezowy do produkcji ciepła i energii elektrycznej w kogeneracji. Otrzymaną z NFOŚGW pełną listę wniosków wraz z ich statusem publikujemy w dalszej części artykułu w kolejnych czterech grafikach.

Fundusz Modernizacyjny – programy ogłoszone przez NFOŚGW.

Warto wskazać, że odpadowo-energetyczny program cieszy się największym sukcesem które dotychczas ogłoszono w ramach Funduszu Modernizacyjnego. Szerzej portal pisał o tym niedawno w artykule pt. Z unijnego Funduszu Modernizacyjnego Polska wydała tylko 10 proc.

Samorządy i śmieciarze proszą o więcej

W połowie listopada ubiegłego roku osiem dużych organizacji samorządowych i odpadowych – na czele ze Związkiem Miast Polskich oraz Polską Izbą Gospodarki Odpadami – wystosowało do władz NFOŚGW wspólny list, w którym zaapelowano o kontynuowanie spalarniowego programu i ogłoszenie nowego naboru wniosków. Wskazano, że skomplikowane procedury uniemożliwiły niektórym podmiotom pozyskanie dofinansowania, a termiczne przekształcanie jest niezbędne do zagospodarowania frakcji palnej odpadów. Zgodnie z przepisami odpady o cieple spalania wyższym niż 6 MJ/kg nie mogą być składowane.

Rozbudowa spalarni w Warszawie. Fot. MPO Warszawa

Według danych GUS za 2022 r., spośród 13,4 mln ton odpadów komunalnych do składowania trafiło 38 proc., a do recyklingu przeznaczono 27 proc. Spalanie z odzyskiem energii miało 20-procentowy udział, a bez odzysku wynosiło 1 proc. Z kolei do kompostowania i fermentacji skierowano 14 proc. odpadów.

Zgodnie z ustawą o utrzymaniu czystości i porządku w gminach, w 2022 r. gminy były obowiązane osiągnąć poziom przygotowania do ponownego użycia i recyklingu odpadów komunalnych w wysokości co najmniej 25 proc. Na poziomie całego kraju taki wynik udało się zatem osiągnąć.

Jednak wymagania dotyczące poziomu recyklingu będą szybko rosnąć – w tym roku jest to już 35 proc., w przyszłym 45 proc. i 55 proc. w 2025 r. Natomiast przez kolejne 10 lat wynik będzie jeszcze bardziej śrubowany – docelowy poziom to 65 proc. w 2035 r.

Jednocześnie będzie też ograniczana możliwość składowania odpadów. W latach 2025-2029 ma być w ten sposób zagospodarowywanych nie więcej niż 30 proc. masy zebranych odpadów, a w kolejnej pięciolatce – 20 proc. Docelowo od 2035 r. wymagane będzie 10 proc.

To, co nie nadaje się do recyklingu, a jednocześnie ma za dużą kaloryczność by mogło być składowane, musi zatem trafiać w postaci zmieszanych odpadów lub odpowiednio przygotowanych paliw alternatywnych (pre-RDF i RDF) do termicznego przekształcania w cementowniach, spalarniach lub blokach wielopaliwowych.

Źródło: NFOŚGW

Cementownie pozyskane w ten sposób ciepło wykorzystują do procesów technologicznych w piecu cementowym i dzięki temu redukują zużycie węgla, a pozostałe instalacje produkując energię elektryczną i cieplną z odpadów jednocześnie załatwiają problem z ich zagospodarowaniem. Takie odpadowe elektrociepłownie to jeden ze sposobów na odejście od spalania węgla w ciepłownictwie systemowym.

Sygnatariusze wskazywanego wcześniej listu do szefostwa NFOŚGW długo na wysłuchanie swoich próśb nie musieli czekać, bo nowy nabór do programu został ogłoszony 13 grudnia, czyli niespełna miesiąc później. Tym razem w dostępnej puli środków znajdują się 2 mld zł, a wnioski można składać do końca kwietnia. Jak informuje Fundusz, na razie wpłynął jeden – na budowę spalarni w Zakładzie Zagospodarowania Odpadów w Nowym Dworze koło Chojnic.

Ile spalarni nam jeszcze potrzeba?

Według aktualnych harmonogramów w 2024 r. powinny zakończyć się cztery duże inwestycje, w tym budowa dwóch nowych obiektów (Olsztyn i Gdańsk) oraz rozbudowa istniejących instalacji (Warszawa i Rzeszów).

Spalarnia odpadów w Gdańsku znajduje się na zaawansowanym etapie realizacji. Fot. powermeetings.eu, Forum Biomasy i RDF 2023

Pierwsze dwa projekty tamtejsze samorządy realizują w formule partnerstwa publiczno-prywatnego – w Olsztynie partnerami są firma Urbaser i fundusz Meridiam, a w Gdańsku spółki Webuild, Termomeccanica Ecologia oraz TIRU Paprec Energies. Olsztyńska inwestycja będzie przerabiać do 110 tys. odpadów rocznie i uzupełni w miejskiej sieci ciepłowniczej lukę po wyłączonej niedawno ciepłowni węglowej w fabryce opon Michelin. Natomiast gdańska spalarnia energetycznie zagospodaruje do 160 tys. ton odpadów rocznie.

W Warszawie trwa inwestycja stołecznego MPO w rozbudowę dotychczasowego, małego zakładu o dodatkowe 264 tys. ton mocy przerobowych. Dzięki inwestycji stanie się on największą spalarnią w Polsce, mogącą zutylizować ponad 300 tys. ton odpadów rocznie. Natomiast w Rzeszowie budowana jest druga linia technologiczna w spalarni należącej do spółki PGE Energia Ciepła. Pozwoli to zwiększyć moce przerobowe o dodatkowe 80 tys. ton – do łącznie ok. 180 tys. ton rocznie.

Łączna moc przerobowa ośmiu istniejących, dużych spalarni odpadów, wynosi aktualnie ok. 1,2 mln ton. Dzięki powyższym czterem przedsięwzięciom wzrosną one do ponad 1,8 mln ton. Przy dobrej koniunkturze w budownictwie cementownie szacują, że mogą odebrać łącznie ok. 1,7 mln ton RDF, w którym ok. 1,3 mln ton stanowią odpady komunalne. Dodając do tego jeszcze wielopaliwowy blok w elektrociepłowni w Zabrzu wychodzi łącznie ok. 3,2 mln ton mocy przerobowych.

Energetyczne wykorzystanie odpadów komunalnych w Polsce

Ponadto, zgodnie z zapowiedziami Veolii, w tym roku mają ruszyć prace budowlane w Łodzi (200 tys. ton), a blisko 770 tys. ton ma przetwarzać 17 projektów, które dotychczas pozyskały wsparcie z Funduszu Modernizacyjnego. Zatem podsumowując dotychczasowe wyliczenia – obejmujące to, co już istnieje i się buduje, a także ma realne podstawy, aby powstać – wychodzi z grubsza łącznie ponad 4 mln ton mocy przerobowych.

Ile zatem docelowo jest nam tych mocy potrzebne? O odpowiedź na to pytanie poprosiliśmy NFOŚGW, który jako rozdzielający publiczne środki podmiot takie wiarygodne szacunki powinien posiadać. Ewelina Steczkowska, rzecznik Funduszu, przekazała nam, że docelowo w sposób niekolidujący z wymaganymi poziomami recyklingu termicznemu przekształceniu powinno podlegać ok. 30 proc. wytwarzanych odpadów komunalnych, a do tego należy uwzględnić wspomagającą rolę cementowni.

Zwróciła przy tym uwagę, że w Polsce średnio wytwarza się rocznie ok. 350 kg odpadów na mieszkańca, a unijna średnia wynosi ponad 500 kg.

– Nie ma podstaw uważać, że bogacąca się Polska nie będzie również dorównywać średnim poziomom wytwarzania odpadów. Średnim, bo maksymalne poziomy w krajach najbogatszych i być może prowadzących najbardziej wiarygodną statystykę sięgają ponad 800 kg na mieszkańca rocznie. Założywszy średni poziom wytwarzania oraz uwzględniając 10 proc. rezerwy wydajności zapewniające bezpieczeństwo systemu, powinny być stworzone techniczne możliwości termicznego przetwarzania, łącznie o wydajności ITPOK ok. 6 mln ton rocznie – wskazała Steczkowska.

– To, co jest teraz w trakcie budowy i w sposób względnie skonkretyzowany zaplanowane, nie osiąga wymiaru, który jednocześnie zaspokoi potrzeby i uwzględni wymagane poziomy recyklingu. Cały czas problem stanowi deficyt wydajności instalacji termicznych. Na poziomie lokalnym kierować się trzeba dwoma przesłankami: ile mamy odpadów i jakie mamy potrzeby i możliwości wykorzystania wytwarzanego ciepła. Biorąc pod uwagę, że odpadów w przewidywalnej perspektywie nie zabraknie, faktycznym limitem wydajności ITPOK pozostaje zapotrzebowanie na energię cieplną – podsumowała.

W kontekście mocy przerobowych termicznej utylizacji odpadów komunalnych warto jeszcze zwrócić uwagę na styczniową analizę Polskiego Instytutu Ekonomicznego. Z jego szacunków wynika, że ponad pół miliona gospodarstw domowych w Polsce dokonuje takiej utylizacji w swoich domowych piecach…

Duzi gracze wciąż szykują projekty

Jak pisaliśmy wcześniej, w pierwszym naborze odrzucono wnioski dotyczące dużych inwestycji w Łodzi (Veolia) oraz Wrocławiu, Zabrzu i Częstochowie (Fortum).

Źródło: NFOŚGW

Krzysztof Zamasz, członek zarządu i dyrektor handlowy grupy Veolia w Polsce, poinformował portal WysokieNapiecie.pl, że w grudniu spółka otrzymała w Łodzi prawomocne zamienne pozwolenie na budowę i chce rozpocząć prace budowlane w 2024 r.

– Mamy generalnego wykonawcę inwestycji, którym jest konsorcjum firm Doosan Enerbility oraz Doosan Lentjes. Konstruujemy finansowanie dla tego projektu i liczymy wciąż na wsparcie ze strony NFOŚGW. Ponadto o finansowaniu rozmawiamy z bankami komercyjnymi oraz Polskim Funduszem Rozwoju. W przedsięwzięcie może zaangażować się kapitałowo także partner zewnętrzny – powiedział Zamasz.

– Według standardów naszej grupy będzie to rentowne przedsięwzięcie. Dla nas odpady komunalne, które nie nadają się do recyklingu, są lokalnym paliwem, które najlepiej wykorzystać w ciepłownictwie. Tych palnych frakcji nie będzie można składować, więc albo zagospodarujemy je energetycznie w Polsce, albo będziemy je drożej eksportować do innych krajów, gdzie zostaną wykorzystane do produkcji ciepła i energii elektrycznej – podkreślił.

Mariusz Dzikuć, dyrektor ds. rozwoju biznesu w Fortum Power and Heat Polska, w rozmowie z naszym portalem przekazał natomiast, że we Wrocławiu spółka nadal rozwija projekt budowy elektrociepłowni opalanej RDF.

– Niedawno Wojewódzki Sąd Administracyjny wydał pozytywne dla nas orzeczenie dotyczące decyzji środowiskowej, ale organizacje przeciwne inwestycji już zapowiadają odwołanie do Naczelnego Sądu Administracyjnego. To sprawia, że w drugim naborze ogłoszonym przez NFOŚGW nie będziemy składać wniosku, gdyż przy trwającym sporze sądowym zapewne trudno byłoby nam dotrzymać terminów wymaganych w programie – wyjaśnił Dzikuć.

Zwrócił przy tym uwagę na lukę, która istnieje w południowo-zachodniej Polsce pod względem instalacji do termicznego przekształcania odpadów.

– W Polsce mamy już przykłady instalacji w dużych miastach, które działają z powodzeniem od połowy minionej dekady. Przykładem jest Kraków, który obecnie pozyskał wsparcie NFOŚGW, dzięki któremu zwiększy swoje moce przerobowe o kolejne 100 tys. ton. Są również takie miejsca jak Górnośląsko-Zagłębiowska Metropolia, gdzie od lat samorząd zmaga się problemami prawnymi, które utrudniają budowę takich instalacji. Natomiast Wrocław jest miejscem, gdzie mimo najwyższych kosztów zagospodarowania odpadów w Polsce, trwają protesty społeczne, co opóźnia i utrudnia realizację inwestycji – zaznaczył dyrektor.

Źródło: NFOŚGW

Odnosząc się do Zabrza i Częstochowy Dzikuć wskazał, że Fortum analizuje możliwości dotyczące dekarbonizacji tamtejszych elektrociepłowni. Wnioski złożone w pierwszym naborze do NFOŚGW dotyczyły konwersji kotłów węglowych na opalane RDF.

– Wśród innych scenariuszy analizujemy m.in. wykorzystanie biomasy oraz kotłów elektrodowych. Docelowe rozwiązanie może być miksem kilku technologii. Nie ma ostatecznej decyzji, którą ścieżkę finalnie wybierzemy i czy będziemy ponownie ubiegać się wsparcie z trwającego drugiego naboru do programu – dodał Dzikuć.

Rynek budowlany zweryfikuje inwestycje

W opinii dyrektora Fortum pozyskanie wsparcia z NFOŚGW to ważny krok na drodze do realizacji inwestycji. Jednak poważną weryfikacją dla projektów, które uzyskały wsparcie, będą przetargi na wybór generalnych wykonawców.

– Trzeba pamiętać, że koszty w budownictwie mocno wzrosły w ostatnich latach. Ponadto w naszej opinii to jednak duże projekty, o mocach co najmniej 100 tys. ton odpadów rocznie, będą długoterminowo znacznie bardziej efektywne ekonomicznie dzięki swojej skali działalności – podkreślił.

Pierwsze przetargi już ruszyły, m.in. w Zamościu, Suwałkach czy Opolu. Przypomnijmy, że pierwszy nabór do NFOŚGW trwał od grudnia 2021 r. do grudnia 2022 r. Choć w ubiegłym roku wzrost kosztów w sektorze budowlanym wyhamował, to ceny wciąż utrzymują tendencje zwyżkową.

Pozostaje zatem niewiadomą, na ile wsparcie pozyskane z Funduszu Modernizacyjnego i budżety konstruowane na etapie składania wniosków będą przystawać do wycen wykonawców, którzy złożą oferty w przetargach. Finanse samorządów zazwyczaj są mocno napięte, a przy wysokich stopach procentowych pozyskanie atrakcyjnego finansowania w bankach komercyjnych może być wyzwaniem dla wszystkich inwestorów.

Przemysł też chce spalać

Warto odnotować, że wśród 17 podmiotów, które pozyskały wsparcia, są także duże grupy przemysłowe – Synthos, który wybuduje instalację w zakładach chemicznych w Oświęcimiu (150 tys. ton odpadów, 49 MW mocy) oraz Boryszew z inwestycją w Toruniu (23 tys. ton, 7 MW).

Mikołaj Budzanowski, członek zarządu Grupy Boryszew oraz prezes spółki Boryszew Energy, w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl stwierdził, że wykorzystanie odpadów komunalnych jako paliwa do produkcji ciepła oraz energii elektrycznej to dobre rozwiązanie dla firm przemysłowych.

– Warunkiem jest jednak to, aby paliwo było dostępne lokalnie. Przykładowo nasza inwestycja w Toruniu pozwoli zagospodarować tamtejsze odpady i ograniczy konieczność ich transportowania do spalarni w Bydgoszczy. Ponadto wyprodukowana w instalacji energia elektryczna będzie sprzedawana do klientów na sieci dystrybucyjnej naszej spółki Boryszew Green Energy & Gas. Natomiast ciepło zasili sieć przemysłową na terenie Parku Przemysłowego Elana oraz miejską sieć ciepłowniczą – powiedział Budzanowski.

– Tego typu inwestycje trudno jest sfinansować bez wsparcia publicznego. Dlatego program uruchomiony przez NFOŚGW jest dobrym przykładem wsparcia dla transformacji energetycznej – zarówno ciepłownictwa, jak i przemysłu. Analizujemy potencjalne możliwości budowy podobnych instalacji również w innych lokalizacjach – dodał.

Źródło: NFOŚGW

Wśród dużych grup przemysłowych od kilku lat plany budowy spalarni podtrzymuje też chemiczna grupa Ciech, we współpracy z niemiecką firmą EEW Energy from Waste. Miałaby ona powstać w Inowrocławiu i mieć nawet 300 tys. ton mocy przerobowych. Według ostatnich zapowiedzi przygotowania administracyjne i finansowe do budowy mają się zakończyć w 2024 r.

CO2 krąży nad spalarniami

W przyszłości istotnym czynnikiem dla ITPOK-ów może być włączenie do unijnego systemu handlu emisjami CO2. Zgodnie ze zmianą w dyrektywie EU ETS mają one od 1 stycznia 2024 r. weryfikować i raportować emisję gazów cieplarnianych.

Do 31 lipca 2026 r. Komisja Europejska ma natomiast opracować raport, w którym oceni zasadność włączenia ITPOK-ów do systemu handlu emisjami od 2028 r. – z możliwą derogacją do 31 grudnia 2030 r.

Najwięksi gracze już na taką perspektywę się przygotowują. Fortum zakłada, że jednym z dalszych kroków w rozwoju spalarni będzie wychwytywanie CO2, które następnie może zostać wykorzystane wraz zielonym wodorem do produkcji tworzyw sztucznych.

– W ten sposób uzyskamy nie tylko odzysk energetyczny, ale również materiałowy. Nad takimi rozwiązaniami Fortum już pracuje w Finlandii – zapewnił Mariusz Dzikuć.

W Polsce technologiami dotyczącymi wychwytu CO2 oraz jego składowania i wykorzystania (CCS/CCU) jak na razie szerzej zainteresował się Krakowski Holding Komunalny. W ramach projektu prowadzonego we współpracy z firmą CO2 Management z Norwegii powstaje opracowanie dotyczące wykorzystania tych technologii w spalarni w Krakowie. Finansowane z Funduszy Norweskich prace ruszyły w czerwcu ubiegłego roku i mają potrwać do maja 2024 r.

 

źródło: www.WysokieNapiecie.pl, autor: Tomasz Elżbieciak

Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

Spotkanie MKiŚ i LP z przedstawicielami przemysłu drzewnego

Wymiana myśli, prezentacja potrzeb i zapowiedź wspólnych planów, tak wyglądało pierwsze spotkanie w Ministerstwie Klimatu i Środowiska przedstawicieli przemysłu drzewnego z minister Pauliną Hennig-Kloską.

Polskie lasy wymagają dialogu. Z mieszkańcami, leśnikami, naukowcami i przemysłem drzewnym. Potrzebujemy balansu między pozyskaniem drewna a ochroną przyrody. Wierzę, że to jest możliwe

– powiedziała po spotkaniu z przedstawicielami przemysłu drzewnego minister klimatu i środowiska Paulina Hennig-Kloska.

W spotkaniu wzięli udział przedstawiciele Ministerstwa Rozwoju i Technologii, z wiceministrem Waldemarem Sługockim oraz członkowie stowarzyszeń Papierników Polskich, Producentów Płyt Drewnopochodnych, Przemysłu Tartacznego, Polskiej Izby Gospodarczej Przemysłu Drzewnego, Związku Polskie Okna i Drzwi, Ogólnopolskiego Związku Pracodawców Przemysłu Drzewnego, Ogólnopolskiej Izby Gospodarczej Producentów Mebli, Polskiego Komitetu Narodowego EPAL oraz firmy Stelmet, a także wiceszef Dyrekcji Generalnej Lasów Państwowych.

To sygnał otwarcia. Zmiany klimatyczne wymuszają na nas nowe podejście do leśnictwa. Jesteśmy tego świadomi. Wiemy też, że wszystkie podmioty muszą być uwzględnione w dialogu o tym, w jakim kierunku idziemy. Musimy dobrze określić warunki gospodarowania lasem, by pogodzić z nimi ważne kwestie przyrodnicze

– powiedział Jerzy Fijas, Zastępca Dyrektora Generalnego ds. Gospodarki Leśnej.

Wkrótce planowane są kolejne spotkania, także w celu określenia planów działań na przyszłość.

Potrzebujemy do tego wypracowania nowej polityki państwa o lasach, która wspiera leśników i przemysł drzewny. Musimy stworzyć Strategię Lasów, którą kierują się Lasy Państwowe w codziennej pracy. Konieczna jest też nasza szybka reakcja na sygnały Polek i Polaków o masowej wycince, tego, co jest naszym skarbem, co służy społeczeństwu

– dodała minister Paulina Hennig-Kloska.

źródło: www.gov.pl/web/klimat

Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

Forum Przemysłu Drzewnego 2024

Nowy Dyrektor Lasów Państwowych

Witold Koss nowym szefem Lasów Państwowych

Premier Donald Tusk poinformował o powierzeniu funkcji dyrektora generalnego Lasów Państwowych Witoldowi Kossowi.

Nowym Dyrektorem Generalnym Lasów Państwowych będzie Witold Koss. Znany leśnik z Zachodniopomorskiego. Kiedyś dyrektor regionalny” – przekazał szef rządu. Premier dodał, że oczekiwania wobec nowego szefostwa LP związane są przede wszystkim z “wielką potrzebą społecznej autentycznej kontroli, co dzieje się z naszymi lasami”.

– Bardzo doceniam nie tylko dorobek pana Witolda Kossa, ale też jego stosunek do lasów, nie tylko do Lasów Państwowych, ale do polskich lasów. – powiedział szef rządu. Tusk podkreślił, że “polskie lasy to dobro społeczne, dobro narodowe, a nie tylko gospodarka”.

Premier odniósł się na konferencji także do kwestii ograniczenia wycinki w lasach. – Te konsultacje zaczną się także już po formalnym przejęciu przez nowego dyrektora generalnego Lasów Państwowych.

Szef rządu zapowiedział “okrągły stół” i debatę na temat przyszłości polskich lasów, w której mieliby wziąć udział: leśnicy, przemysł drzewny, samorządy, mieszkańcy, organizacje pozarządowe, aktywiści działający na rzecz ochrony środowiska.

– Obecnie powierzchnia lasów w Polsce wynosi ponad 9,2 mln ha, z czego ponad 7,3 mln ha zarządzane jest przez Lasy Państwowe. LP na swojej stronie internetowej podkreśliły, że lasów w kraju przybywa. “Lesistość kraju została zwiększona z 21 proc. w roku 1945 do 29,6 proc. obecnie (według danych Głównego Urzędu Statystycznego z grudnia 2021 r.) – zwrócono uwagę.

źródło: Gazeta Przemysłu Drzewnego

Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

Dostęp do rejestru CBAM od 1.01.2024 r.

 

Krajowy Ośrodek Bilansowania i Zarządzania Emisjami informuje, że uzyskanie dostępu do rejestru przejściowego CBAM (zwanego dalej rejestrem CBAM) jest zaplanowane na dzień 01.01.2024 r. Rejestr znajduje się na portalu Komisji Europejskiej pod adresem https://cbam.ec.europa.eu/declarant.

 

W celu uzyskania dostępu do rejestru CBAM konieczne jest posiadanie:

  1. konta na platformie usług elektronicznych skarbowo-celnych PUESC – puesc.gov.pl oraz
  2. nadanego w PUESC rozszerzonego uprawnienia C31 „Dostęp do rejestru CBAM”.

Dla reprezentantów podmiotów zarejestrowanych na PUESC w obszarze cło i aktywnych na dzień 1.01.2024 r., z formą reprezentacji określoną jako „właściciel/osoba uprawniona do samodzielnej reprezentacji”, rozszerzone uprawnienie C31 „Dostęp do rejestru CBAM” zostanie nadane z urzędu.

Z kolei osoby będące pracownikami lub pełnomocnikami podmiotu, chcącymi uzyskać uprawnienie rozszerzone C31 „Dostęp do rejestru CBAM”, powinny złożyć na portalu PUESC wniosek „WPE0001 Rejestracja, aktualizacja reprezentacji”. Konieczne będzie załączenie odpowiedniego upoważnienia.

Więcej informacji znajdą Państwo w „Aktualnościach” na stronie PUESC.

źródło: KOBiZE

Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

URE przypomina o konieczności skorygowania wniosków o wydanie świadectw pochodzenia w związku z ujemnymi cenami energii na TGE

URE przypomina o konieczności skorygowania wniosków o wydanie świadectw pochodzenia w związku z ujemnymi cenami energii na Towarowej Giełdzie Energii

25 grudnia 2023 r. przez ponad sześć kolejnych godzin na Towarowej Giełdzie Energii (TGE) odnotowano ujemne ceny energii elektrycznej, co spowodowało, że po raz drugi należy zastosować przepisy ograniczające wsparcie dla producentów energii z odnawialnych źródeł w formie świadectw pochodzenia. Ze względu na tę sytuację wytwórcy energii z OZE powinni skorygować wnioski o wydanie świadectw za grudzień 2023 r.

Zgodnie z uregulowaniami zawartymi w ustawie o odnawialnych źródłach energii[1] świadectwo pochodzenia nie przysługuje energii elektrycznej wytworzonej w instalacji OZE w godzinach dostawy, dla których średnie ważone wolumenem transakcji giełdowych ceny energii z rynku dnia następnego[2] były niższe niż 0 złotych za megawatogodzinę, przez co najmniej sześć kolejnych godzin.

Taka sytuacja wystąpiła 25 grudnia 2023 r., kiedy to ceny energii na rynku dnia następnego w godzinach od 00:00 do 10:00 osiągnęły wartości ujemne od -5,87 zł/MWh do -47,76 zł/MWh. Oznacza to konieczność skorygowania przez wytwórców energii wniosków o wydanie świadectw pochodzenia składanych za pośrednictwem operatora systemu elektroenergetycznego do Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.

Po raz pierwszy taka sytuacja miała miejsce w październiku 2023 r.

We wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia za grudzień 2023 r. (formularz obowiązujący od stycznia 2024 r.) wytwórcy powinni (w punkcie 5) odjąć od ogólnego wolumenu energii dostarczonej w tym miesiącu jej ilość wytworzoną 25 grudnia w godz. od 00:00 do 10:00.

Dla instalacji OZE umożliwiających ustalenie ilości energii wytworzonej w przedziałach godzinowych za podstawę do skorygowania wniosku należy przyjąć wskazania urządzenia pomiarowo-rozliczeniowego tej instalacji[3]. Natomiast w przypadku instalacji, gdzie nie ma takiej możliwości, za podstawę korekty powinno się przyjąć ilość energii, jaka mogłaby zostać w niej wytworzona w czasie zaistnienia cen ujemnych, przy założeniu, że instalacja ta pracowała w tym czasie z mocą zainstalowaną[4].

W przypadku nieskorygowania ilości energii wytworzonej w okresie występowania cen ujemnych, wytwórca zostanie wezwany przez Prezesa URE do nadesłania stosownej korekty wniosku, co z dużym prawdopodobieństwem wydłuży czas trwania postępowania w sprawie wydania świadectw pochodzenia energii z OZE.

Przypominamy jednocześnie, że oświadczenie do wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia składanego po dniu 31 grudnia 2023 r. zawierać powinno dodatkowy punkt 5, wskazujący, że „w okresie objętym wnioskiem energia, dla której ma zostać wydane świadectwo pochodzenia, nie była objęta wynagrodzeniem z tytułu uczestnictwa w rynku mocy, o którym mowa w ustawie z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy, lub wsparciem udzielonym na podstawie ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji”.

Zaktualizowany i obowiązujący od 1 stycznia 2024 r. wzór wniosku o wydanie świadectwa pochodzenia dostępny jest już na stronie internetowej URE.

[1] Art. 46 ust. 4 ustawy z 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (Dz. U. z 2023 r. poz. 1436 z późn. zm.).
[2] Średnioważone ceny godzinowe z Rynku Dnia Następnego (indeks TGEBase).
[3] Art. 46 ust. 4 pkt 1 ww. ustawy o OZE.
[4] Art. 46 ust. 4 pkt 2 ww. ustawy o OZE.

źródło: www.ure.gov.pl

Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

Forum Drewna Poużytkowego 2024