Ruszają konsultacje dużej nowelizacji ustawy o OZE 2022

Ruszają konsultacje długo oczekiwanej przez branżę – nowelizacji Ustawy o OZE – UC 99, która ma za zadanie implementować do krajowego ustawodawstwa zapisy Dyrektywy RED II.



MKiŚ_UC99_pismo_konsultacje

W projekcie ustawy dokonywane są zmiany w ramach wielu obszarów dotyczących odnawialnych źródeł energii, których wspólnym celem jest zwiększenie udziału źródeł odnawialnych w krajowym zużyciu energii brutto, a także szeroko pojęty rozwój sektora energii zgodny z ambicjami redukcji emisyjności gospodarki i spełniania zobowiązań międzynarodowych.

Do pobrania treść: Projekt nowelizcji ustawy o OZE UC99 z dnia 24.02.2022

Do pobrania: Uzasadnienie projektu nowelizcji ustawy o OZE UC99 z dnia 24.02.2022

Do pobrania: OCR projektu nowelizcji ustawy o OZE UC99 z dnia 24.02.2022

Do pobrania: Nowelizacja ustawy o OZE UC99_uzg_kons_odwrócona tabela zgodności 24.02

Do pobrania: Nowelizacja ustawu o OZE UC99_uzg_kons_tabela zgodności 24.02

W projekcie proponuje się wprowadzenie zmian w następujących obszarach:

  1. Biometan
  2. Klastry energii
  3. Transpozycja RED II w następujących obszarach:
    • Ciepłownictwo i chłodnictwo (art. 23-24 RED II)
    • Gwarancje pochodzenia (art. 19 RED II)
    • Krajowy Punkt Kontaktowy OZE (art. 16 RED II)
    • Procedury administracyjne (art. 15-16 RED II)
    • Partnerski handel energią – peer-to-peer (art. 21 RED II)
  4. Modernizacja instalacji odnawialnych źródeł energii
  5. Wsparcie operacyjne dla instalacji OZE, którym upływa 15-letni system wsparcia
  6. Hybrydowe instalacje OZE
  7. Morska energetyka wiatrowa (przepisy uzupełniające)
  8. Pozostałe regulacje

Z uwagi na szeroki zakres regulacji unijnej, niniejszy projekt nie stanowi całościowego wdrożenia dyrektywy 2018/2001. Niektóre przepisy wdrażające przedmiotową dyrektywę, w szczególności dotyczące kryteriów zrównoważonego rozwoju dla biomasy, a także dotyczące sektora transportowego, procedowane są w ramach projektu ustawy o zmianie ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych oraz niektórych innych ustaw – nr UC110 w Wykazie prac legislacyjnych i programowych Rady Ministrów.

Konsultacje potrwają 21 dni od dnia opublikowania projektu t.j. od 25.02.2022

 

źródło: https://legislacja.gov.pl/projekt/12357005/katalog/12858155#12858155

 


Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

Regulator zbiera od wytwórców informacje dotyczące inwestycji w nowe moce

Jak zmienia się podsektor wytwarzania energii elektrycznej w Polsce? Regulator zbiera od wytwórców informacje dotyczące inwestycji w nowe moce.

Przypominamy, że termin przedłożenia Prezesowi Urzędu Regulacji Energetyki planów inwestycyjnych na najbliższe 15 lat mija 30 kwietnia br.

Do 30 kwietnia wytwórcy energii mają obowiązek sporządzić i przedłożyć Prezesowi URE plany inwestycji w nowe moce wytwórcze (lub ich aktualizacje) na lata 2022-2036. Na podstawie zebranych w badaniu informacji Regulator ocenia i prognozuje, jak inwestycje te wpłyną na stabilność działania krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE) oraz jakie działania należy podjąć, aby zapewnić bezpieczeństwo działania systemu.

W ostatnim badaniu planów inwestycyjnych na lata 2020-2034, o którym URE informowało w czerwcu 2021 r., Prezes URE stwierdził, że bilans mocy w KSE ulega pogorszeniu. Analiza wykazała, że pomimo stałego wzrostu mocy zainstalowanej w systemie – co ma miejsce za sprawą coraz bardziej dynamicznego rozwoju odnawialnych źródeł energii – spada moc dyspozycyjna, a to oznacza konieczność wprowadzania nowych rozwiązań rynkowych, które zabezpieczą stabilność pracy systemu.


Dołącz do nas 21 i 22 marca 2024 w Krakowie podczas
XIII edycji NAJWAŻNIEJSZEGO i NAJWIĘKSZEGO wiosennego spotkania branży
ODBIORCÓW – DOSTAWCÓW – PRODUCENTÓW biomasy i RDF na cele energetyczne


Kto ma obowiązek przedłożenia planów inwestycyjnych?

Plany inwestycyjne składają Prezesowi URE przedsiębiorstwa zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej w źródłach o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej nie mniejszej niż 50 MW[1] – przy czym nie chodzi tu o moc zainstalowaną poszczególnych jednostek wytwórczych, lecz o sumę tych mocy w źródłach energii[2]. Wytwórcy, którzy złożyli już takie plany, powinni pamiętać, że co dwa lata mają obowiązek je aktualizować[3] i przekazywać Prezesowi URE oraz operatorom systemów elektroenergetycznych, do których sieci są przyłączeni informacje o tych aktualizacjach.

Co powinny obejmować plany inwestycyjne?

W planach powinny znaleźć się prognozy na najbliższe 15 lat, począwszy od 2022 roku, dotyczące:

  • ilości wytworzenia energii elektrycznej,
  • zaplanowanych do podjęcia działań modernizacyjnych,
  • rozbudowy istniejących lub budowy nowych źródeł,
  • dane techniczno-ekonomiczne na temat typu i wielkości tych źródeł, ich lokalizacji oraz rodzaju paliwa wykorzystywanego do wytwarzania energii elektrycznej.

Jak zrealizować obowiązek?

Urząd Regulacji Energetyki,

Departament Monitorowania Rynku,

02-222 Warszawa, Al. Jerozolimskie 181.

lub w formie dokumentu elektronicznego przy użyciu właściwego podpisu elektronicznego na elektroniczną skrzynkę podawczą Urzędu Regulacji Energetyki na platformie ePUAP: /URE/SkrytkaESP.

  • Przesłane informacje powinny być opatrzone podpisami osób upoważnionych do reprezentowania przedsiębiorstw.
  • Uwaga! Formularze w formacie Excel (w osobnych plikach), należy przekazać również w formie elektronicznej na adres e-mail: prognozy@ure.gov.pl (w temacie wiadomości należy wpisać: nazwa przedsiębiorstwa energetycznego_prognozy 2022-2036).
  • Termin złożenia tych dokumentów mija 30 kwietnia 2022 r.
  • Prosimy o odpowiednie oznaczenie danych sensytywnych (jeśli takie występują), które mogą stanowić tajemnicę przedsiębiorstwa lub innych tajemnic prawnie chronionych, które nie powinny być ujawnione innym podmiotom.
  • Więcej informacji na ten temat w zakładce „Komunikaty Prezesa URE”.
  • W razie pytań lub wątpliwości prosimy o kontakt pod numerami telefonów:

22 487 57 06

22 487 56 04

***

  • W ostatnim raporcie URE dotyczącym planów inwestycyjnych w nowe moce wytwórcze w latach 2020 – 2034 Regulator ocenił, że w 2034 roku potencjał wytwórczy badanych podmiotów będzie mniejszy o ok. 11 proc. (4,6 GW) w stosunku do roku 2020. Przy czym kluczowym był fakt, że wytwórcy energii elektrycznej zaplanowali zwiększenie udziału źródeł niesterowalnych przy jednoczesnym zmniejszeniu mocy źródeł sterowalnych i wysoko dyspozycyjnych.
  • W horyzoncie do 2034 r. przedsiębiorcy planowali oddać do eksploatacji łącznie ponad 14,2 GW nowych mocy wytwórczych, z czego najwięcej miało pochodzić z technologii offshore (4,8 GW, tj. 34 proc. wszystkich nowych mocy), gazu ziemnego (4,4 GW, tj. prawie 31 proc. nowych mocy) oraz fotowoltaiki (2,8 GW, 19 proc. nowych mocy).
  • Jednocześnie w tym samym okresie wytwórcy planowali wycofanie z eksploatacji jednostek o łącznej mocy 18,8 GW, opartych głównie na węglu kamiennym (12,8 MW) i brunatnym (5,3 MW).

[1] Na podstawie art. 16 ust. 20 i 21 ustawy – Prawo energetyczne (Dz. U. z 2021 r. poz. 716 ze zm.).

[2] W tym kontekście zastosowanie będą miały postanowienia decyzji Prezesa URE udzielającej koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej, przy czym dotyczy to przedsiębiorstw energetycznych, których działalność gospodarcza wymaga uzyskania takiej koncesji (m.in. źródła energii o łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej wyższej niż 50 MW). Nie zwalnia to z tego obowiązku wytwórców energii elektrycznej, których działalność nie wymaga uzyskania koncesji, tj. w źródłach energii o łącznej mocy zainstalowanej równej 50 MW niezaliczanych do instalacji odnawialnego źródła energii lub do jednostek kogeneracji (art. 32 ust. 1 pkt 1 lit. b ustawy – Prawo energetyczne).

[3] Aktualizacja sporządzana jest w systemie kroczącym, tj. każda aktualizacja obejmuje kolejny nowy 15 letni okres, zgodnie z następującą zasadą: prognoz, które są aktualizowane do dnia 30 kwietnia danego roku (n) obejmuje okres (n+14) lat.

źródło: www.ure.gov.pl


Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

Ciepłownictwo: najnowszy raport URE

Najnowszy raport Energetyka cieplna w liczbach przedstawia obraz rynku na podstawie danych zebranych przez Urząd Regulacji Energetyki od ponad 400 koncesjonowanych przedsiębiorstw ciepłowniczych. Wyniki badań pozwalają ocenić stan sektora, wskazać najważniejsze kierunki zmian zachodzących w polskim ciepłownictwie systemowym oraz niezbędne do podjęcia działania.

Do pobrania raport Energetyka_cieplna_w_liczbach_2020


Dołącz do nas 21 i 22 marca 2024 w Kraków podczas
XIII edycji NAJWAŻNIEJSZEGO i NAJWIĘKSZEGO wiosennego spotkania branży
ODBIORCÓW – DOSTAWCÓW – PRODUCENTÓW biomasy i RDF na cele energetyczne


Transformacja sektora energetycznego jest jednym z głównych i obecnie najszerzej dyskutowanych zagadnień dotyczących krajowej i europejskiej polityki klimatyczno-energetycznej. Podobny proces i wyzwania stoją także przed polskim ciepłownictwem. I choć ciepłownictwo, mając charakter lokalny oddziałuje na gospodarkę w znacznie mniejszym stopniu niż inne sektory energetyki, to aby sprostać nadchodzącym wyzwaniom i jednocześnie nie stracić szansy na uzyskanie wsparcia finansowego Unii Europejskiej w tym procesie, musi się ono zmienić.

Dostrzegając zachodzące zmiany oraz konieczność ich kontynuowania, a nawet intensyfikacji, regulator poświęca branży ciepłowniczej szczególną uwagę.

– Wszyscy mamy świadomość, że przed polskim ciepłownictwem stoi ogromne wyzwanie związane z procesem transformacji, wymuszonym przede wszystkim polityką klimatyczną, w tym zaostrzającymi się wymogami środowiskowymi oraz rosnącym kosztem zakupu uprawnień do emisji CO2. – zauważa Rafał Gawin, Prezes URE. – Zdając sobie sprawę z potrzeb tego sektora, od wielu miesięcy w Urzędzie pracujemy nad tym, aby model regulacyjny dopasować do dynamicznych zmian w otoczeniu rynkowym.

Jak postępuje transformacja w sektorze ciepłowniczym?

URE bada przedsiębiorstwa ciepłownicze od 19 lat. W tym czasie istotnie wzrosła sprawność wytwarzania, a jednocześnie sprawność przesyłania kształtowała się na niemal niezmienionym poziomie. Znacząco spadł poziom szkodliwych substancji emitowanych przez tę produkcję do atmosfery: głównie pyłów, dwutlenku siarki oraz tlenków azotu. Emisja CO2 obniżyła się o około 20 proc.

Ciepłownicy przygotowani na IED

Chcąc zdiagnozować poziom zaawansowania procesu dostosowywania źródeł ciepłowniczych do regulacji dyrektywy w sprawie emisji przemysłowych[1] (Industrial Emissions Directive) oraz związane z tym potrzeby inwestycyjne przedsiębiorstw ciepłowniczych, Urząd w 2020 roku przeprowadził monitoring rynku. Z badania wynika, że 97 proc. przedsiębiorstw zobowiązanych do dostosowania źródeł do przepisów unijnych rozpoczęło już inwestycje. Wysokość planowanych do poniesienia do końca 2029 r. nakładów na realizację tego celu ciepłownicy oszacowali na blisko 5,4 mld zł.

Tańsze paliwa do wytwarzania ciepła, a droższe CO2

Koszty wytworzenia ciepła – a tym samym poziom jego cen – są ściśle skorelowane z rodzajem paliwa zużywanego do tej produkcji. W 2020 r., w stosunku do roku 2019 koszt jednostkowy spadł w przypadku wszystkich stosowanych w ciepłownictwie paliw, za wyjątkiem węgla brunatnego. Najbardziej potaniały oleje opałowe oraz gaz wysokometanowy.

Rys. 1. Koszt jednostkowy paliw zużywanych w źródłach ciepła w latach 2018-2020

Mimo, że rok 2020 był okresem stabilizacji, a nawet niewielkich spadków kosztów paliw zużywanych do produkcji ciepła, to nastąpił wzrost średniej ceny ciepła (o 8,2 proc.) dla jego odbiorców. Stało się tak, ponieważ rośnie udział kosztów zakupu uprawnień do emisji CO2 w całkowitych kosztach wytwarzania. Istotny wpływ na dynamikę wzrostu średniej ceny wytwarzania ciepła w 2020 r. miał również wzrost cen wynikający z uproszczonego sposobu kalkulacji cen ciepła ze źródeł kogeneracyjnych.

Rys. 2. Średnia cena uprawnień do emisji CO2 w roku 2020 r. liczona dla 60 notowań

Rys. 3. Ceny ciepła wytworzonego z różnych rodzajów paliw w latach 2018-2020 r.

Rys. 4. Sprzedaż ciepła oraz przychody koncesjonowanego sektora ciepłowniczego w latach 2002-2020

Co z rentownością?

W 2020 roku – po raz drugi od 2013 r. – przychody osiągnięte przez koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze nie umożliwiły pokrycia kosztów prowadzenia działalności związanej z zaopatrzeniem odbiorców w ciepło. Wynik finansowy brutto ukształtował się na poziomie (-) 473 mln zł. Tym samym wskaźnik rentowności przedsiębiorstw ciepłowniczych był również ujemny i wynosił ok. (-) 2,4 proc. (w 2019 r. wynosił (-) 2,9 proc.).

Analizując dane za 2020 rok można zauważyć, że rentowność sprzedaży energii elektrycznej i ciepła była dodatnia, natomiast po uwzględnieniu pozostałej działalności operacyjnej miała wartość ujemną. Przyczyniły się do tego poniesione przez ciepłowników koszty zakupu uprawnień do emisji CO2 – wyniosły one ponad 11 mld zł, przy przychodach z ich sprzedaży na poziomie 50 mld zł, co w konsekwencji dało ujemny wynik na obrocie uprawieniami do emisji.

Rys. 5. Wskaźniki efektywności energetyki cieplnej

– Wysokie ceny CO2 oraz prognozy dalszych ich wzrostów, budzą uzasadnione obawy wszystkich uczestników rynku, ze względu na praktycznie bezpośrednie ich przełożenie na ceny zarówno energii elektrycznej jak i ciepła. Jednocześnie niepodejmowanie niezbędnych inwestycji w redukcję emisji, modernizację, zmianę sposobu wytwarzania w poszczególnych źródłach, może długoterminowo skutkować trwałym wzrostem cen ciepła, a w konsekwencji zmniejszaniem wykorzystania ciepłownictwa sieciowego dla potrzeb zaopatrzenia odbiorców w ciepło – reasumuje wyniki badania Prezes URE.

***

  • Pierwsze badanie sektora ciepłowniczego URE przeprowadził w 2002 roku. Od tego czasu znacznie zmieniła się struktura badanych przedsiębiorstw. Gdy startowaliśmy z monitoringiem, działalność w formie spółek kapitałowych prowadziło niewiele ponad 80 proc. koncesjonowanych firm, natomiast w 2020 r. było ich już 95,5 proc.
  • W 2020 r. badane przedsiębiorstwa ciepłownicze dysponowały sieciami o łącznej długości ponad 22 tys. km.
  • W ostatnich latach obserwowany jest stopniowy wzrost długości sieci ciepłowniczej. W okresie dziewiętnastu lat długość sieci przypadająca na jedno przedsiębiorstwo zwiększyła się ponad dwukrotnie. W 2020 r. na jedno przedsiębiorstwo sieciowe przypadało ponad 60 km sieci (w 2002 r. były to niecałe 24 km, a w 2019 – niespełna 59 km).
  • W 2020 r. wartość mocy cieplnej zainstalowanej wynosiła 53 271,1 MW, a osiągalnej 52 593 MW
    (w 2019 r. wartości te wynosiły odpowiednio: 53 560,9 MW i 52 555 MW).
  • Przedsiębiorstwa wytwarzały ciepło w źródłach, wśród których przeważały źródła małe, tj. takie do 50 MW mocy zainstalowanej (44,6 proc. przedsiębiorstw wytwórczych w 2020 r.). Tylko dziesięć koncesjonowanych przedsiębiorstw dysponowało mocą osiągalną swoich źródeł przekraczającą 1 000 MW każde, a ich łączna moc osiągalna stanowiła ponad 1/3 mocy osiągalnej wszystkich koncesjonowanych źródeł.
  • Dywersyfikacja paliw zużywanych do produkcji ciepła postępuje bardzo powoli. W dalszym ciągu dominują paliwa węglowe, których udział w 2020 r. stanowił niemal 69 proc. paliw zużywanych w źródłach ciepła (w 2019 r. było to 71 proc., w 2018 r. – 72,5 proc., a w 2017 r. – 74 proc.).
  • Od 2002 r. udział paliw węglowych obniżył się o 12,8 punktu procentowego.
  • Jednocześnie wzrasta udział paliw gazowych – o 6,9 punktu procentowego i źródeł OZE – o 7,2 punktu procentowego od 2002 r.
  • W 2020 r. zmalało całkowite zadłużenie i zwiększyła się płynność finansowa przedsiębiorstw sektora.
  • W latach 2002-2020 zanotowano znaczący wzrost wskaźnika reprodukcji majątku trwałego. Wartość ta wzrosła o 37,5 proc., co wskazuje na wysoki stopień inwestowania, przewyższający poziom amortyzacji majątku trwałego.
  • W 2020 r. wytwarzaniem ciepła zajmowało się ponad 90 proc. wszystkich badanych przedsiębiorstw ciepłowniczych. Wytworzyły one – łącznie z ciepłem odzyskanym w procesach technologicznych – prawie 394 tys. TJ ciepła, co oznacza spadek produkcji w stosunku do roku poprzedniego o 1,6 proc.
  • W 2020 r. udział ciepła z kogeneracji wynosił 65,2 proc. produkcji ciepła ogółem.
  • W badaniu udział brało 370 przedsiębiorstw wytwarzających ciepło. 128 z nich wytwarza ciepło również w kogeneracji (34,6 proc.).
  • Średnia cena jednoskładnikowa ciepła[2] w 2020 r. ukształtowała się na poziomie 55,95 zł/GJ i była wyższa o 7,7 proc. od ceny z 2019 r. (51,93 zł/GJ), i o 13,1 proc. (49,46 zł/GJ) od ceny z roku 2018.
  • W 2020 r. wolumen sprzedaży ciepła ogółem przez koncesjonowane przedsiębiorstwa ciepłownicze (łącznie z odsprzedażą innym przedsiębiorstwom) wyniósł ok. 344 tys. TJ i był o 0,3 proc. niższy niż w 2019 r.
  • W 2020 r. średnia cena ciepła[3] sprzedawanego ze wszystkich koncesjonowanych źródeł wytwarzających ciepło wyniosła 44,33 zł/GJ, wykazując tym samym wzrost o 8,2 proc. w stosunku do roku 2019 (40,97 zł/GJ), przy czym średnia cena ciepła sprzedawanego z koncesjonowanych źródeł wytwarzających ciepło bez kogeneracji wyniosła 51,87 zł/GJ, a średnia cena ciepła sprzedawanego z koncesjonowanych źródeł wytwarzających ciepło w kogeneracji wyniosła 41,32 zł/GJ.

[1] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z 24 listopada 2010 r. (tzw. dyrektywa IED) w sprawie emisji przemysłowych.

[2] Cena ta uwzględnia wszystkie opłaty związane z ciepłem (stałe, zmienne oraz przesyłowe).

[3] W odróżnieniu od średniej ceny jednoskładnikowej ciepła cena ta uwzględnia wszystkie opłaty związane z ciepłem (stałe, zmienne), ale nie zawiera stawek za usługi przesyłania ciepła.

źródło: www.ure.gov.pl


Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

Ponad 90% ciepła z OZE w krośnieńskiej elektrociepłowni

Ponad 90% energii cieplnej wyprodukowanej w 2021 r. w Elektrociepłowni Krosno pochodziło z biomasy, czyli z ekologicznego paliwa odnawialnego. 

W minionym roku miał węglowy był paliwem szczytowym, wykorzystywanym w okresie podwyższonych temperatur oraz jako paliwo rezerwowe, i jego udział w ilości wytworzonego ciepła wyniósł zaledwie ok. 10%. Te wyniki potwierdzają, że miejska sieć ciepłownicza Krosna oparta jest na ekologicznym cieple i bazuje na paliwie z OZE.


Dołącz do nas 21 i 22 marca 2024 w Krakowie podczas
XIII edycji NAJWAŻNIEJSZEGO i NAJWIĘKSZEGO wiosennego spotkania branży
ODBIORCÓW – DOSTAWCÓW – PRODUCENTÓW biomasy i RDF na cele energetyczne


W roku 2021 Elektrociepłownia Krosno produkowała energię cieplną przy wykorzystaniu bloku kogeneracyjnego ORC (ok. 51%), zamontowanego w 2020 r. kotła biomasowego oraz kotłów na miał węglowy. Głównym źródłem produkcji ciepła dla mieszkańców Krosna i i odbiorców instytucjonalnych, przyłączonych do miejskiej sieci ciepłowniczej, były instalacje biomasowe, które wyprodukowały łącznie 287 445,751 GJ, tj. około 90% ogółu energii cieplnej. Z miału węglowego wyprodukowano tylko 29 613,660 GJ, czyli ok. 10% całej energii cieplnej.

– Dzięki zastosowaniu biomasy zamiast miału węglowego do produkcji ciepła udaje się nam nie tylko obniżyć emisję CO2, ale też unikać gigantycznych kosztów związanych z zakupem uprawnień emisyjnych, a ceny te w ubiegłym roku wzrosły z ok. 25 euro do ponad 80 euro za tonę. Decyzje o zastosowaniu biomasy w naszym systemie ciepłowniczym były dobre i pozwoliły nam na sprawną dekarbonizację naszej elektrociepłowni, co przekłada się na zdecydowanie niższe ceny za ciepło płacone aktualnie przez mieszkańców – wyjaśnia Janusz Fic, prezes Krośnieńskiego Holdingu Komunalnego.

W ciągu całego 2021 roku Elektrociepłownia Krosno zużyła do produkcji energii cieplnej blisko 38 tys. ton biomasy i ok. 2 tys. ton miału węglowego. Przy czym ponad 1,7 tys. ton biomasy pochodziło z własnej produkcji Spółki, tj. z gałęzi dostarczonych do PSZOK i Regionalnego Centrum Odzysku Odpadów w Krośnie.

Cena biomasy na przestrzeni ubiegłego roku wzrosła jednak o około 120%, niemniej jednak jej stosowanie jako paliwa do produkcji ciepła jest finalnie korzystniejsze i bardziej opłacalne dla  naszych odbiorców niż produkowanie ciepła z miału węglowego.

– Pomimo wielu inwestycji, jakie nasza Spółka zrealizowała w krośnieńskiej elektrociepłowni, kryzys energetyczny, z jakim mamy do czynienia w całej Europie, nie ominął i nas. Gigantyczny wzrost cen paliw, w tym również biomasy, niestety będzie musiał spowodować wzrost cen płaconych przez mieszkańców za ciepło z naszej sieci ciepłowniczej, jednak dzięki inwestycjom poczynionym przez naszą Spółkę są one aktualnie i będą w dalszym ciągu niższe niż w innych miastach, które cały czas bazują na produkcji energii cieplnej z miału węglowego – podkreśla Janusz Fic.

źródło: www.ekrosno.pl


Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

Kolory wodoru – znaczenie, zastosowanie i potencjał wykorzystania

9 kolorów wodoru – poznaj ich znaczenie, zastosowanie i potencjał wykorzystania

Materiał przygotowany przez SES Hydrogen S.A.

Wodór niejedno ma imię. I choć jest to gaz bezwonny, bezsmakowy i bezbarwny, od dłuższego czasu mówi się o jego kolejnych odcieniach. Za ich pomocą jesteśmy w stanie rozróżnić metody produkcji wodoru, a konkretniej podkreślić znaczenie źródła energii wykorzystanej w procesie. Ciekawi Cię jakie rozróżniamy kolory wodoru? W takim razie zapraszamy do lektury!

Polska jest ważnym graczem na światowym rynku wodoru

Niewielu wie, że Polska jest jednym z globalnych liderów produkcji wodoru, zajmując 3. miejsce w Europie oraz 5. na świecie. Co roku na terenie kraju wytwarza się ponad milion ton tego wyjątkowego gazu, co odpowiada około 10-15% łącznej produkcji wodoru na Starym Kontynencie. Obserwując te statystyki można by zakładać, że transformacja energetyczna polskiej gospodarki, wzrost wykorzystania wodoru we wszystkich jej sektorach, a przez to spełnienie restrykcyjnych celów klimatycznych pozostaje jedynie kwestią czasu. Niestety, to nie takie proste, gdyż obecna krajowa produkcja w dominującej większości oparta jest na paliwach kopalnych. Przez to wytwarzany wodór odznacza się wysokim poziomem emisji dwutlenku węgla do atmosfery. Tak produkowany wodór określany jest mianem wodoru szarego.



 

Skąd wzięły się kolory wodoru?

No właśnie! Wszyscy doskonale wiemy, że w standardowych warunkach wodór jest gazem nietoksycznym, bezsmakowym, bezwonnym i… bezbarwnym. Mimo to, mówiąc dziś o wodorze, wyróżniamy jego określone kolory. Jakie jest źródło nowej nomenklatury?

Najważniejszym wskaźnikiem dla wykorzystania wodoru w ogniwach paliwowych jest poziom jego czystości (standard 5.0). Nawet najmniejsze ślady zanieczyszczeń mogą bowiem powodować uszczerbek na wydajności i trwałości systemu ogniw paliwowych, w szczególności w pojazdach wodorowych (BEV). Dlatego dotychczas sama metoda jego pozyskiwania schodziła na dalszy plan. Jednak ze względu na obecne cele redukcji emisji w każdym z sektorów gospodarki, nie tylko czystość wodoru, ale również jego pochodzenie nabiera szczególnego znaczenia. A dokładniej pochodzenie energii, wykorzystanej w procesie wytwarzania paliwa przyszłości.

Jak pokazują statystyki, obecnie około 96% łącznej produkcji wodoru na świecie opiera się na paliwach konwencjonalnych, a 4% obejmuje elektroliza wody. Przy czym należy zaznaczyć, że zaledwie około 1% stanowi elektroliza, do której przeprowadzenia wykorzystuje się energię pochodzącą z OZE, a więc najbardziej korzystna środowiskowo metoda, w której pozyskujemy całkowicie zeroemisyjny wodór zielony. To kolejny z wyróżnianych odcieni wodoru. Poza nim i wspomnianym wodorem szarym, w bogatej palecie znajdziemy także wodór niebieski, czarny, brązowy, różowy, turkusowy, żółty oraz biały. Dziś postaramy się przybliżyć je nieco dokładnej.



Wodór szary

Produkowany w procesie reformingu parowego węglowodorów – SMR (Steam Methane Reforming), który odznacza wysoka emisyjność (szacowane 9-12 kg CO2/kg H2). Reforming parowy to jeden z najważniejszych procesów technologicznych w rezultacie, którego pozyskiwane są gazy syntezowe do produkcji metanolu, amoniaku oraz wodór.

Gaz syntezowy to inaczej mieszanina tlenku węgla i wodoru oraz dwutlenku węgla, która wytwarzana jest na masową skalę, będąc jednym z najważniejszych obecnie źródeł pozyskiwania wodoru. Do jego produkcji wykorzystuje się gazy ziemne, węgiel, a nawet niektóre frakcje odpadowe przerobu ropy naftowej[1]. Tak produkowany wodór znajduje swoje zastosowanie przede wszystkim w przemyśle rafineryjnym (petrochemia), spożywczym, azotowym oraz metalurgicznym. Jego roczna produkcja na świecie już teraz przekracza 55 milionów ton.

Nacisk na wykorzystanie gazu ziemnego (metanu) w procesie SMR nie jest przypadkowy. Jest to surowiec, który w chwili obecnej zapewnia wysoką wydajność, wystarczalność zasobów oraz stosunkowo niskie koszty w odniesieniu do innych metod wykorzystujących paliwa konwencjonalne. Sam proces reformingu polega na reakcji metanu z parą wodną w temperaturze 700-1000°C w obecności odpowiedniego katalizatora metalicznego. Wymaga więc sporych nakładów energetycznych i ze względu na emisyjność wykazuje negatywne oddziaływanie na środowisko naturalne. Dlatego stale rozwijane są metody wychwytywania CO2.


Przeczytaj również: Technologie wodorowe z doświadczeniem w dostarczaniu, produkcji i budowie pod klucz


Wodór niebieski

Ich rezultatem jest wyodrębnienie wodoru niebieskiego. Ten, często określany jest jako najbardziej korzystne ekonomicznie stadium przejściowe transformacji energetycznej – od wodoru szarego do zielonego. Wodór niebieski jest produkowany z wykorzystaniem paliw kopalnych, przy czym dla zmniejszenia poziomu zanieczyszczeń w procesie wykorzystuje się metody wychwytu dwutlenku węgla. Najczęściej stosowanymi technologiami są CCS (Carbon Capture Storage) oraz CCU (Carbon Capture Utilization).

Jeszcze do niedawna uważano, że wodór niebieski jest niemal bezemisyjny (umożliwia zmniejszenie emisyjności nawet o 95%). Jednak opublikowane w połowie ubiegłego roku badania naukowców, uwzględniające pełen cykl życia niebieskiego wodoru udowadniają, że jego produkcja może generować nawet wyższe wskaźniki emisji niż spalanie paliw kopalnych, przez co jego użytkowanie nie spełnia obecnych wymogów redukcji (więcej na ten temat pisaliśmy tutaj).

Wodór czarny i brązowy

W literaturze przedmiotu znacznie rzadziej wyróżnia się wodór czarny oraz brązowy. Ponownie, oba kolory dotyczą wodoru wytwarzanego z paliw konwencjonalnych. Rozróżnienia te stosowane są najczęściej wtedy, kiedy chcemy podkreślić jaki konkretnie surowiec został wykorzystany w procesie produkcji. I tak, wodór czarny to wodór pozyskiwany z syntetycznego gazu w metodach eksploatujących węgiel kamienny. Brązowy z kolei dotyczy metod produkcji opartych na węglu brunatnym.

Wodór turkusowy

Otrzymywanie wodoru turkusowego w procesie pirolizy to względnie nowa i nadal rozwijana metoda produkcji. Podobnie jak w przypadku wodoru szarego i niebieskiego wykorzystuje ona m.in. gaz ziemny jako surowiec bazowy. Jednak w tym przypadku proces przebiega nie poprzez spalanie paliw kopalnych, a dzięki ciepłu wytwarzanemu energią elektryczną.

Głównymi produktami pirolizy metanu są wodór oraz węgiel, ale taki otrzymywany w postaci stałej, co niweluje konieczność jego wychwytywania i magazynowania. Jeśli do przeprowadzenia procesu wykorzystywano by wyłącznie energię elektryczną z OZE, charakteryzowałby się niemal zerowym poziomem emisji. Nowa metoda stanowi więc ciekawe pole do dalszej eksploracji.

Wodór zielony

To najbardziej pożądany kolor wodoru w perspektywie dekarbonizacji globalnej gospodarki. Jednocześnie najbardziej wspierany przez nową politykę Unii Europejskiej, która skupia się na finansowaniu projektów umożliwiających zwiększenie mocy produkcyjnych zielonego wodoru w państwach członkowskich na przełomie najbliższych dwóch dekad.

Wodór zielony wytwarzany jest w procesie elektrolizy, do której wykorzystana zostaje wyłącznie energia elektryczna pochodząca ze źródeł odnawialnych. Tak produkowany cechuje się całkowitą zeroemisyjnością i wykazuje wysoki potencjał użytkowania we wszystkich, nawet najtrudniejszych obszarach gospodarki.

Elektroliza umożliwia rozdzielenie wody na jej podstawowe składniki – wodór oraz tlen. W trakcie procesu, pod wpływem napięcia elektrycznego wiązanie między nimi zostaje przerwane w roztworze. W chwili obecnej wydajność procesu oscyluje między 50-70%, jednak stale prowadzone są prace nad rozwojem technologii i zwiększaniem ich efektywności.

Już dziś unijna strategia zakłada osiągnięcie 6 GW mocy zainstalowanej elektrolizerów i produkcji na poziomie miliona ton zielonego wodoru do 2024 r. oraz nawet 40 GW mocy zainstalowanej i produkcji na poziomie 10 milionów ton do roku 2030. Eksperci przewidują jednak, że dzięki już teraz zapowiedzianym inwestycjom target ten zostanie przekroczony w 2027 r.



Wodór różowy

Często naprzemiennie nazywany wodorem fioletowym, purpurowym lub czerwonym. Jest to wodór produkowany w procesie elektrolizy zasilanej energią jądrową. Wykorzystanie atomu do produkcji wodoru to ciekawy i z pewnością perspektywiczny koncept. Już dziś eksperci wskazują na jego niską emisyjność, docelową opłacalność oraz podkreślają, że będzie w stanie uzupełniać produkcję z OZE, a przez to zaspokajać rosnące zapotrzebowanie przemysłu i energetyki.

Poza omówionymi kolorami wodoru, często wyróżnia się także wodór żółty, produkowany w procesie elektrolizy z bezpośrednim wykorzystaniem energii słonecznej i nanotechnologii, a także wodór biały. Mnogość odcieni w tej wyjątkowej palecie wodoru już dziś utwierdza w przekonaniu, że potencjał nowego paliwa jest ogromny, a co ważniejsze będzie jeszcze silniej rozwijany w kolejnych latach.

 

źródło: SES Hydrogen https://seshydrogen.com/9-kolorow-wodoru-poznaj-ich-znaczenie-zastosowanie-i-potencjal-wykorzystania/

Przeczytaj również: Technologie wodorowe z doświadczeniem w dostarczaniu, produkcji i budowie pod klucz


[1] PROCESY I KATALIZATORY POZYSKIWANIA GAZU SYNTEZOWEGO, T. Borowiecki, J. Ryczkowski, E. Franczyk, A. Gołębiowski, P. Kowalik


Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

Tańsze ciepło i niższa emisja szkodliwych gazów – w Sanoku wybudowany zostanie kocioł na biomasę

Zmniejszenie o połowę emisji dwutlenku węgla i docelowo tańsze ciepło – taki będzie efekt inwestycji SPGK, największej od 2013 roku, w modernizację ciepłowni Kiczury. W Urzędzie Miasta ważną umowę podpisali przedstawiciele miejskiej spółki oraz Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Dzięki temu powstanie ekologiczna instalacja oparta o biomasę. – To szansa na znaczną poprawę poziomu emisji CO2, czego skutkiem będzie tańsze ciepło dostarczane do sanockich domów – mówi prezes SPGK Krzysztof Jarosz.


Dołącz do nas 21 i 22 marca 2024 w Krakowie podczas
XIII edycji NAJWAŻNIEJSZEGO i NAJWIĘKSZEGO wiosennego spotkania branży
ODBIORCÓW – DOSTAWCÓW – PRODUCENTÓW biomasy i RDF na cele energetyczne


Umowa pomiędzy NFOŚiGW i SPGK umożliwi budowę kotła na biomasę w ciepłowni Kiczury. Będzie to największa od czasów budowy oczyszczalni ścieków inwestycja miejskiej spółki. Ostateczny koszt zamontowania instalacji zamknie się kwotą 16 000 000 zł, z czego 7 500 000 zł to bezzwrotna dotacja z programu Ciepłownictwo Powiatowe realizowanego przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Pozostała kwota zostanie pokryta z niskooprocentowanej pożyczki z NFOŚiGW.

– Jesteśmy zobowiązani do modernizacji źródeł ciepła. Wprowadzone restrykcje i dyrektywy unijne obligują nas do redukcji emisji CO2, a miejska spółka kolejny rok płaci ogromne kwoty za jego nadmierną emisję. Modernizacja kotła pozwoli na zaoszczędzenie środków. Jeszcze raz podkreślę, co już wielokrotnie wybrzmiało, że modernizacją źródeł ciepła nadrabiamy ogromne zaległości w tym obszarze. Patrząc w przyszłość, jesteśmy już na etapie tworzenia dużego projektu wodorowego, gdyż nie możemy sobie pozwolić na jedno źródło ciepła – uważa burmistrz Tomasz Matuszewski.

Podpisanie umowy pomiędzy SPGK i NFOŚiGW odbyło się w Sali Herbowej. Sanocką spółkę reprezentowali prezes Krzysztof Jarosz i członek zarządu Elżbieta Drwięga, NFOŚiGW – wiceprezes Artur Michalski. Przy podpisaniu ważnego dla miasta dokumentu asystowali minister funduszy i polityki regionalnej Małgorzata Jarosińska-Jedynak oraz burmistrz Tomasz Matuszewski. Wśród zaproszonych gości – zaprzyjaźnieni samorządowcy, radni i przedstawiciele mediów.

Minister Małgorzata Jarosińska-Jedynak podkreśliła, że modernizacja ciepłowni to niezwykle ważna inwestycja dla mieszkańców. Wiceprezes NFOŚiGW Artur Michalski dodał, że w tej inwestycji ważne jest nie tylko zmniejszenie emisji dwutlenku węgla, które wpłynie na obniżenie opłat, ale również zredukowanie emisji szkodliwych gazów, co ma ogromne znaczenie dla poprawy jakości powietrza.

Konferencję śledził przewodniczący Młodzieżowej Rady Miasta Jakub Pilch: – Inwestycja ta jest według mnie koniecznością, uwzględniając postęp ekologiczny i zmiany nas otaczające, jako młody człowiek mogę być zadowolony i usatysfakcjonowany że doszło do podpisania tej bardzo przyszłościowej umowy, wypada mi tylko pogratulować wszystkim inicjatorom tego projektu, i życzyć dalszego powodzenia w tej kwestii – powiedział po zakończeniu konferencji.

Dodajmy, że w roku 2021 opłaty za emisję dwutlenku węgla kosztowały miejską spółkę 6 mln złotych.

Na pytanie, kiedy można spodziewać się zakończenia inwestycji, prezes Krzysztof Jarosz odpowiedział, że w lutym prawdopodobnie zostanie wyłoniony wykonawca, nowe źródło ciepło zostanie uruchomione w 2023 roku.

Poprawa efektywności energetycznej poprzez modernizacje źródeł ciepła musi być  wprowadzana z dużym wyprzedzeniem. Ciepłownia SPGK w Sanoku, już dziś musi wdrażać nowoczesne przedsięwzięcia, aby wkroczyć w 2030 rok z niskoemisyjnym systemem ciepłowniczym – podsumowuje podpisanie umowy prezes SPGK Krzysztof Jarosz.

Kocioł będzie stanowił podstawowe źródło do produkcji ciepła w istniejącym systemie ciepłowniczym. Wariant ten został wybrany jako najlepszy z technicznego, ekonomicznego i społecznego punktu widzenia. Kocioł na biomasę będzie pracował od 25% do 100% swojej mocy. Praca z różną mocą w ciągu roku wynika z wielkości zapotrzebowania na ciepło w okresie letnim, konieczności współpracy z innymi kotłami w sezonie grzewczym oraz przyjętego wariantu modernizacji systemu ciepłowniczego. Produkcja ciepła z w kotle na biomasę zastąpi część produkcji ciepła w kotłach na węgiel kamienny i będzie stanowiła około 56% produkcji całkowitej ciepła w ciepłowni Kiczury.

źródło: www.sanok.pl 


Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

PEC w Łukowie stawia na biomasę

Blisko 70 mln zł kosztować będzie inwestycja, polegająca na budowie nowej elektrociepłowni, którą przeprowadzi Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej Sp. z o.o. w Łukowie. 30 grudnia 2021 r. w siedzibie Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Warszawie stosowną umowę na dofinansowanie podpisali burmistrz Łukowa Piotr Płudowski i prezes spółki Aleksander Kompa. Natomiast 13 stycznia 2022 r. przedstawione zostały opinii publicznej szczegóły przyszłej inwestycji.

Dwa bloki energetyczne o łącznej mocy blisko 16 mWt (megawatów termicznych), z których jeden będzie miał możliwość dodatkowej produkcji prądu elektrycznego, powstaną w ciągu najbliższych kilku lat w Łukowie. To główne założenie projektu „Budowa ekologicznej elektrociepłowni w Łukowie” który finansowany będzie ze środków Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Warszawie z programu „Ciepłownictwo Powiatowe”. Inwestycja pozwoli odejść miastu od ogrzewania tradycyjnym paliwem (węglem) i przejść na tzw. zieloną energię i surowiec, jakim są zrębki. Budowa nowej elektrociepłowni pozwoli także osiągnąć niższe rachunki ponoszone przez PEC, a w przyszłości da także możliwość sprzedaży energii na zewnątrz.

Konieczność przeprowadzenia inwestycji wymuszają m.in. rosnące koszty za emisję dwutlenku węgla do atmosfery, które tylko w 2021 r. kosztowały PEC ponad 4,5 mln zł, a w najbliższych kilkunastu miesiącach oscylować mogą na kwotę 8-9 mln zł. Istotne są także tendencje międzynarodowe wymuszające bycie „eko”, rosnące ceny za węgiel, wysokość inflacji i związane z tym faktem niepokoje społeczne.


Dołącz do nas 21 i 22 marca 2024 w Krakowie podczas
XIII edycji NAJWAŻNIEJSZEGO i NAJWIĘKSZEGO wiosennego spotkania branży
ODBIORCÓW – DOSTAWCÓW – PRODUCENTÓW biomasy i RDF na cele energetyczne


30 grudnia 2021 r. w siedzibie NFOŚiGW w Warszawie podpisana została umowa na realizację przez PEC w Łukowie wspomnianej inwestycji. Umowę opiewającą na kwotę 69 847 000 zł podpisali Zastępca Prezesa Zarządu Funduszu Artur Michalski oraz burmistrz Łukowa Piotr Płudowski i prezes PEC w Łukowie Aleksander Kompa. Na kwotę składają się na nią m.in. dotacja z NFOiGW, preferencyjna pożyczka na okres 20 lat i wkład własny PEC w wysokości jedynie ok. 350 tys. zł.

Oprócz kotłów ciepła, w nowej elektrociepłowni PEC powstanie także tzw. magazyn ciepła, układ oczyszczania spalin, z których – co ciekawe – także odzyskiwane będzie ciepło oraz infrastruktura towarzysząca. Wybudowany zostanie także 24-godzinny magazyn biomasy z ruchomą podłogą oraz zbiornik PPOŻ o pojemności 500 m3.

Jak podkreślają prezes PEC w Łukowie oraz burmistrz Miasta, inwestycja oprócz aspektu ekologicznego (redukcja emisji szkodliwych substancji do atmosfery) i ekonomicznego będzie miała także ważny aspekt społeczny, ponieważ przyniesie ożywienie gospodarcze w regionie, związane chociażby ze skupem surowców na potrzeby produkcji ciepła. Realizacja inwestycji ma pozwolić także na dalszy rozwój PEC w przyszłości, w tym także wykonywać nowe sieci i przyłączenia m.in. do odbiorców prywatnych. Ponadto w trakcie trwania inwestycji, PEC będzie funkcjonował na dotychczasowych zasadach. Natomiast po jej zakończeniu, dotychczasowa węglowa ciepłownia będzie funkcjonowała jako rezerwowa.

Jak zakłada także prezes spółki Aleksander Kompa, do połowy 2022 r. ma zostać ogłoszony przetarg w formule „zaprojektuj i wybuduj” na zrealizowanie inwestycji. Prace mają trwać przez około 20 miesięcy, a finał realizacji zadania planowany jest na sezon grzewczy 2024/2025.

źródło: www.lukow.pl 


Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

Prezes URE ogłasza pierwszą z czterech zaplanowanych na ten rok aukcji na premię CHP

Wsparcie dla kogeneracji: Prezes URE ogłasza pierwszą z czterech zaplanowanych na ten rok aukcji na premię CHP (Combined Heat and Power)

Sesja aukcji dla nowych i znacznie zmodernizowanych jednostek kogeneracji potrwa od 1 do 3 marca br.


Dołącz do nas 21 i 22 marca 2024 w Krakowie podczas
XIII edycji NAJWAŻNIEJSZEGO i NAJWIĘKSZEGO wiosennego spotkania branży
ODBIORCÓW – DOSTAWCÓW – PRODUCENTÓW biomasy i RDF na cele energetyczne


W ramach pierwszej w tym roku aukcji zaplanowano, że wsparcie może osiągnąć maksymalną możliwą do rozdysponowania w bieżącym roku wartość, tj. 5,5 mld złotych. Premią może zostać objęta sprzedaż 28,6 TWh energii z wysokosprawnej kogeneracji. Wysokość premii oraz ilość energii elektrycznej przewidzianej do sprzedaży uwzględnia zarówno wartości określone na rok 2022 w rozporządzeniu Ministra Klimatu i Środowiska jak i niewykorzystaną pulę z rozporządzenia obowiązującego dla roku 2021 r., do czego zobowiązuje Prezesa URE ustawa o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji[1].

Zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Klimatu i Środowiska[2] wartość referencyjna dla nowej jednostki kogeneracji opalanej paliwem gazowym wynosi 320,27 zł/MWh i jest o blisko 100 proc. wyższa niż w roku ubiegłym.

Rys. 1. Wykres przedstawia cenę referencyjną dla nowych i znacznie zmodernizowanych jednostek kogeneracji opalanych paliwem gazowym na lata 2020, 2021, 2022.

  

Źródło: Opracowanie własne URE w oparciu o informacje z Rozporządzeń Ministra Klimatu i Środowiska

Sesja aukcji ACHP/1/2022 potrwa trzy dni robocze. Jej otwarcie nastąpi we wtorek 1 marca o godzinie 8:15, a zamknięcie w czwartek 3 marca o godzinie 16:15. Zgodnie z regulaminem aukcji zatwierdzonym przez Ministra Energii w listopadzie 2019 roku, aukcja zostanie przeprowadzona w formie pisemnej, w postaci papierowej.

Oferty należy przygotować korzystając z formularza oferty opublikowanego na stronie Biuletynu Informacji Publicznej URE w zakładce Kogeneracja/Aukcje CHP/Ogłoszenia i wyniki.

Ogłoszenie o aukcji dostępne jest na stronie Biuletynu Informacji Publicznej URE. Na www.ure.gov.pl dostępne są również formularze ofert wraz z poradnikiem, który zawiera istotne dla uczestników aukcji informacje i podpowiada, jak prawidłowo wypełnić aukcyjną ofertę. Niezależnie od tego, każdorazowo oferta wytwórcy – przed jej złożeniem w ramach sesji aukcji – jest weryfikowana przez ekspertów URE w zakresie prawidłowości jej sporządzenia (poza wysokością ceny), dzięki czemu w żadnej z dotychczasowych aukcji nie miał miejsca przypadek odrzucenia oferty z powodu jej błędnego przygotowania. Zgodnie z ostatnią nowelizacją ustawy o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji, która weszła w życie 3 lipca 2021 r., Prezes URE zobowiązany jest ogłaszać, organizować i przeprowadzać aukcje nie rzadziej niż raz na kwartał.

 

Zgodnie z harmonogramem aukcji CHP na ten rok przewidziane zostały jeszcze trzy aukcje.

Harmonogram kolejnych aukcji zaplanowanych na 2022 r.

ACHP/2/2022 między 1 a 24 czerwca

ACHP/3/2022 między 1 a 23 września

ACHP/4/2022 między 1 a 23 grudnia

 

Każdy z inwestorów może złożyć w aukcji więcej niż jedną ofertę, o ile dotyczą one różnych jednostek kogeneracji. Aukcję wygrywają uczestnicy, którzy zaoferowali najniższą wysokość premii kogeneracyjnej (tj. dopłaty do sprzedawanej energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji) i których oferty łącznie nie przekroczyły 100 proc. wartości lub ilości energii elektrycznej określonej w ogłoszeniu o aukcji oraz 80 proc. ilości energii elektrycznej objętej wszystkimi złożonymi ofertami.

Informacje o wynikach aukcji Prezes URE ogłosi w serwisie internetowym URE niezwłocznie po jej rozstrzygnięciu.

***

  • Aukcyjny system wsparcia dla źródeł wytwarzających w jednym procesie technologicznym energię elektryczną i ciepło przeznaczony jest dla nowych i znacznie zmodernizowanych jednostek kogeneracji o mocy od 1 do 50 MW.
  • Podmioty zainteresowane udziałem w aukcji w przypadku dodatkowych pytań mogą przesyłać je drogą mailową na adres chp@ure.gov.pl lub skontaktować się z Urzędem telefonicznie pod numerami : +48 22 487 57 38; +48 22 487 54 89; +48 22 487 57 74.

[1] Dz. U. 2019 poz. 42

[2] Rozporządzeniem Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 24 października 2021 r. w sprawie wartości referencyjnych dla nowych i znacznie zmodernizowanych jednostek kogeneracji w roku 2022 (poz. 1965)

źródło: www.ure.gov.pl


Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

MPEC Nowy Sącz ogłosił przetarg na budowę kolejnego kotła na biomasę

Miejskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej Sp. z o.o. w Nowym Sączu ogłosił przetarg ,,Budowę kotła na biomasę o mocy nominalnej 3 MW wraz z infrastrukturą techniczną” w ramach projektu ,,Nowe Źródła Energii w MPEC Nowy Sącz”

Zakres przedmiotu zamówienia obejmie opracowanie kompleksowej dokumentacji projektowej na budowę kotła biomasowego o mocy 3 MW wraz z przyłączami i zewnętrznymi instalacjami niezbędnymi do jej funkcjonowania z uzyskaniem warunków podłączenia, decyzji – w tym pozwolenia na budowę, a także dostawę kotła biomasowego z urządzeniami pomocniczymi, montażem i podłączeniem, doprowadzeniem wszystkich niezbędnych mediów i uzyskaniem prawomocnego pozwolenia na użytkowanie.

Termin realizacji zamówienia:

-Przekazanie placu budowy  – do 14 dni kalendarzowych od dnia zawarcia umowy.

-Odbiory częściowe – zgodnie z „Harmonogramem rzeczowo-finansowym”.

– Wykonanie projektów: budowlanego, technicznego i wykonawczego – do 3 miesięcy od podpisania umowy, bez uzyskania pozwolenia na budowę.

-Odbiór częściowy – technologia wraz z próbami i dokumentacją odbiorową – do 30 listopada 2022r.

-Odbiór końcowy wraz uzyskaniem prawomocnego pozwolenia na użytkowanie obiektu – do 28 lutego 2023 r.



Postępowanie prowadzone jest wg zasady konkurencyjności opisanej w „Wytycznych w zakresie udzielania zamówień w ramach Mechanizmu Finansowego EOG na lata 2014-2021 oraz Norweskiego Mechanizmu Finansowego na lata 2014-2021” oraz zapisów „Regulaminu udzielania zamówień MPEC Sp.  z o. o. w Nowym Sączu” – zamieszczonego na stronie internetowej Zamawiającego i do wglądu w siedzibie Zamawiającego.

Nr projektu: Nr MFEOG.07.04.13-06-0022/21-00
Tytuł projektu: „Nowe Źródła Energii w MPEC Nowy Sącz”
Tytuł zadania: Montaż kotła na biomasę o mocy nominalnej 3 MW.

Projekt jest współfinansowany ze środków Mechanizmu Finansowego EOG 2014-2021 w ramach programu: „Środowisko, Energia i Zmiany klimatu”.

Termin składania ofert upływa w dniu 11 stycznia 2022 r. o godz. 12.00.

Szczegóły dostępne są pod linkiem: http://www.mpecns.pl/budowa-kotla-na-biomase-o-mocy-nominalnej-3-mw-wraz-z-infrastruk.html

źródło: www.mpecns.pl


Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

Prezes URE ogłosił wyniki aukcji głównej rynku mocy na dostawy w 2026 roku

Przeprowadzona w grudniu 2021 r. przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne aukcja zakończyła się w pierwszej rundzie.



Do pobrania lista zwycięzców aukcji 👉 Ostateczne_wyniki_aukcji_glownej_na_rok_dostaw_2026

Łączna wielkość obowiązków mocowych oferowanych i zakupionych w wyniku tej aukcji wynosi 7,2 GW[1] ( przy czym prawie 80 proc. zostało zakontraktowane przez jednostki wytwórcze, a ponad 20 proc. przez jednostki redukcji zapotrzebowania, tzw. DSR[2])

W wyniku aukcji zawarto umowy z 26 dostawcami mocy obejmujące łącznie 128 jednostek rynku mocy  (w tym 89 jednostek fizycznych polskich oraz 39 jednostek zagranicznych). Po raz pierwszy w aukcji mocy wzięły udział jednostki spoza terytorium RP – z terenu systemu przesyłowego Królestwa Szwecji[3].
Cena zamknięcia dla jednostek polskich fizycznych wyniosła 400,39 zł/kW/rok, natomiast dla jednostek zagranicznych 399 zł/kW/rok.

Rys. 1. Cena zamknięcia aukcji głównych na rynku mocy na lata 2021-2026 (zł/Kw/rok).

Sumaryczna wielkość obowiązków mocowych zakontraktowana w wyniku wcześniejszych aukcji dotyczących roku dostaw 2026 wynosi 11,5 GW. A zatem razem łącznie na rok 2026 zawarte zostały umowy mocowe na ok. 18,8 GW. Szczegółowe dane i informacje dotyczące rozstrzygnięcia aukcji znajdują się w Informacji Prezesa URE nr 2/2022.

Rynek mocy

Jednym z powodów przygotowania regulacji tworzących zachęty inwestycyjne do budowy nowych i modernizacji istniejących jednostek wytwórczych była potrzeba zapobieżenia sytuacji niedoboru energii elektrycznej w przyszłości. a. Przepisy te mają również na celu aktywizację zarządzania zużyciem energii i uelastycznienie popytu na energię elektryczną. I właśnie dla realizacji tych celów powstało nowe rozwiązanie regulacyjne – rynek mocy.

Wprowadzenie rynku mocy oznacza zmianę architektury rynku energii z jednotowarowego, na rynek dwutowarowy, gdzie transakcjom kupna-sprzedaży podlega nie tylko wytworzona energia elektryczna, ale również moc dyspozycyjna netto, czyli gotowość do dostarczania energii do sieci.

Wybór jednostek rynku mocy, które za odpowiednim wynagrodzeniem oferują nową usługę, dokonywany jest w wyniku aukcji typu holenderskiego, czyli składających się z wielu rund z ceną malejącą. Jednostki rynku mocy, które są dopuszczone do udziału w aukcji, po pozytywnym zakończeniu procesu certyfikacji ogólnej a następnie procesu certyfikacji do aukcji głównej, opuszczają aukcję, kiedy cena kolejnej rundy już nie zapewnia ich oczekiwanego wynagrodzenia za moc. W efekcie, aukcje wygrywają najtańsze oferty, przy zachowaniu neutralności technologicznej.

***

  • 16 grudnia 2021 r. Polskie Sieci Energetyczne (PSE) przeprowadziły aukcję główną na rok dostaw 2026.
  • 3 stycznia br. rozpoczęła się certyfikacja ogólna do aukcji głównej rynku mocy na 2027 rok. Wnioski można składać do PSE do 17 stycznia.
  • Wcześniejsza certyfikacja obowiązuje wszystkich uczestników aukcji głównej. Bez niej nie można przystąpić do aukcji.
  • Koszt rynku mocy w 2021 roku wyniósł 5,4 mld zł. Koszt zakupu obowiązków mocowych zakontraktowanych w aukcjach na 2022 rok wynosi 5,3 mld zł.
  • Dostawcami mocy mogą być:
  • jednostki redukcji zapotrzebowania – podmioty lub grupy podmiotów zdolne do ograniczenia poboru energii z sieci poprzez wykorzystanie sterowanego odbioru lub swoich jednostek wytwórczych – np. zakład przemysłowy, który w okresie zagrożenia ograniczy zapotrzebowanie na moc z systemu, uruchamiając agregaty prądotwórcze,
  • jednostki wytwórcze – podmioty uprawnione do dostarczania energii elektrycznej do sieci – np. elektrownie lub elektrociepłownie,
  • magazyny energii.

[1] Wskazana wielkość obowiązków mocowych oferowanych przez dostawców mocy została wyznaczona na podstawie sumy oferowanych obowiązków mocowych wynikających ze wszystkich wydanych przez PSE certyfikatów dotyczących aukcji głównej na rok dostaw 2026, w tym także certyfikatów warunkowych. Wielkość ta może zostać skorygowana, w przypadku braku wniesienia zabezpieczenia finansowego w terminie wynikającym z rozporządzenia Ministra Energii z dnia 3 września 2018 r. w sprawie zabezpieczenia finansowego wnoszonego przez dostawców mocy oraz uczestników aukcji wstępnych.

[2] Demand Side Response; to dobrowolne i czasowe obniżenie przez odbiorców zużycia energii elektrycznej lub przesunięcie w czasie jej poboru w zamian za oczekiwane wynagrodzenie. DSR przyczynia się do zachowania stabilności w KSE w przypadku  wystąpienia trudnej sytuacji bilansowej, w szczególności w godzinach szczytowego zapotrzebowania na energię elektryczną.

[3] Polski system elektroenergetyczny jest połączony z systemem szwedzkim podwodną linią kablową stałoprądową wysokiego napięcia SwePol Link, która stanowi współwłasność operatorów polskiego i szwedzkiego.


Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

Kontakt

Renata Kałużna Jesteśmy zespołem złożonym z doświadczonych profesjonalistów, działającym w ramach firmy powemeetings.eu, która specjalizuje się w doradztwie oraz organizacji konferencji i szkoleń dla różnych sektorów gospodarki.

powermeetings.eu
Al. Jerozolimskie 27
00-508 Warszawa

kom.: +48 603 386 917

NIP: 952-139-65-83
REGON: 363385059

Renata.Kaluzna@powermeetings.eu

Stronę redaguje: Jolanta Szczepaniak
Kontakt: powermeetings@powermeetings.eu