Od stycznia za prąd zapłacimy o 21 zł więcej

Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdził taryfy na sprzedaż energii dla czterech tzw. sprzedawców z urzędu oraz pięciu największych spółek dystrybucyjnych

W ostatnim kwartale każdego roku w URE prowadzone są postępowania mające na celu zatwierdzenie taryf za energię elektryczną na kolejny rok dla spółek dystrybucyjnych i tzw. sprzedawców z urzędu (z grup PGE, Tauron, Enea i Energa), świadczących usługi dla przeważającej większości odbiorców w kraju.

Zarówno sprzedawcy (spółki obrotu), jak i spółki dystrybucyjne, kalkulują swoje koszty, a następnie przekładają je na ceny energii oraz stawki za jej dostarczenie do odbiorców końcowych. Tak skalkulowane taryfy przedkładają regulatorowi do zatwierdzenia. Prezes URE prowadzi postępowania taryfowe badając, czy wnioskowane przez przedsiębiorców taryfy spełniają wymagania określone prawem i przedstawiają jedynie uzasadnione koszty przedsiębiorców. Tak długo, jak regulator nie będzie przekonany, że dany poziom taryfy równoważy interesy przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców, uwzględniając aktualne warunki funkcjonowania rynku i sytuację ekonomiczną przedsiębiorstw, taryfy nie mogą zostać zatwierdzone.

Wysokie hurtowe ceny energii oraz koszty zakupu praw do emisji CO2 głównymi przyczynami wzrostu naszych rachunków

Rosną koszty zakupu energii elektrycznej na rynku hurtowym. Kontrakty zawierane na Towarowej Giełdzie Energii (TGE) pokazują, że w ostatnim roku cena energii – zarówno z dostawą na rok 2022, jak i na kolejne lata – gwałtownie rośnie. Zmiany średnich cen energii elektrycznej na rynku hurtowym obrazuje rys.1. Jeszcze w listopadzie 2020 r. cena energii w kontraktach terminowych oscylowała na poziomie 242 zł/MWh, by w listopadzie br. osiągnąć poziom 470 zł/MWh. Ceny te obecnie nadal rosną.

Rys. 1 Średnie ceny energii elektrycznej na Towarowej Giełdzie Energii w kontraktach terminowych na 2022 rok [zł/MWh]w okresie od maja 2019 r. do listopada 2021 r.

Opracowanie własne URE na podstawie notowań giełdowych na TGE

Drugim  czynnikiem znacząco przekładającym się  na ceny energii w Polsce, są koszty zakupu uprawnień do emisji dwutlenku węgla (CO2). Nasza energetyka w większości oparta jest bowiem na tym paliwie: 80 proc. wyprodukowanej w tym roku w kraju energii elektrycznej pochodziło właśnie z węgla[1]. Koszty uprawnień w okresie od maja 2019 r. do listopada br. wzrosły od 100 do 310 zł za tonę i obecnie nadal rosną.

Rys. 2. Zmiany cen uprawnień do emisji CO2

Opracowanie własne na podstawie notowań ICE EUA Futures.

Dystrybutorzy inwestują

Stawki nowych taryf dystrybutorów energii wzrosną średnio (dla wszystkich grup odbiorców) o 8 proc. i wynika to głównie ze wzrostu kosztów prowadzonej działalności operacyjnej i koniecznych inwestycji. Operatorzy ponoszą także koszty zakupu energii na pokrycie strat podczas dystrybucji.

W taryfach dystrybucyjnych uwzględnione są także opłaty wynikające z przepisów prawa, które nie trafiają do dystrybutorów, tj.:

  • stawka opłaty kogeneracyjnej[2], która wzrosła z 0 zł/MWh do 4,06 zł/MWh. Opłata ta związana jest z systemem wsparcia dla energii produkowanej w procesie kogeneracji,
  • stawka opłaty mocowej – wzrost o ok. 30 proc.,
  • opłata OZE – spadek z 2,2 zł/MWh do 0,9 zł/MWh.

W 2022 roku rachunki za energię wzrosną około 21 złotych netto miesięcznie[3]

Na całkowity koszt rachunku za energię elektryczną składają się koszty zakupu energii oraz koszty jej dystrybucji (transportu). Prezes URE zatwierdza taryfy zarówno dla sprzedaży (tylko dla odbiorców w gospodarstwach domowych korzystających z taryf tzw. sprzedawców z urzędu), jak i usługi jej dystrybucji (dla wszystkich grup odbiorców).

Rys. 3 Rachunki za prąd odbiorców w gospodarstwach domowych w 2022 r. (grupa G11). Stawki netto.

W wyniku zatwierdzenia nowych taryfy na obrót (sprzedaż) energią elektryczną odbiorcy w grupie G11[4], dla których sprzedawcą z urzędu są firmy Enea, Energa, PGE i Tauron, zapłacą za energię ok. 17 złotych netto miesięcznie więcej (37 proc.). Natomiast wzrost stawek dystrybucji dla tych odbiorców wyniesie średnio 9 proc. – nominalnie część dystrybucyjna rachunku w grupie G11 może wzrosnąć od 3,70 zł do 4,50 zł netto miesięcznie.

Oznacza to, że od 1 stycznia 2022 r. łączny średni wzrost rachunku statystycznego gospodarstwa domowego rozliczanego kompleksowo (sprzedaż i dystrybucja w grupie G11) wyniesie ok. 24 proc. w stosunku do roku 2021, co oznacza wzrost o ok. 21 złotych netto miesięcznie[5].

Rys. 4. Tabela zawiera zestawienie zmian płatności netto rachunku za dystrybucję dla odbiorców.

Szacunkowe wartości zmian na rachunkach obliczono dla odbiorców w gospodarstwach domowych dla grup G11 i G12 – dla średniego zużycia w kraju w 2020 r. W przybliżeniu zestawienie odpowiada rocznemu zużyciu energii w tych grupach przez przeciętną 3 osobową rodzinę, przy najczęściej stosowanym okresie rozliczeniowym (G11 – 1,8 MWh rocznie; G12 – 3,28 MWh rocznie).

UWAGA: wszystkie ceny i stawki i ich zmiany podawane przez URE są stawkami netto.

* Wyższe wzrosty w procentach stawki dystrybucyjnej w grupach taryfowych G wynikają ze zmiany wysokości opłaty mocowej – wzrost do 2 zł miesięcznie.

**Dla statystycznego odbiorcy danego dystrybutora dla najczęściej stosowanego okresu rozliczeniowego

Rys. 5 Zmiany rachunków w gospodarstwach domowych w latach 2016 -2022. Ceny netto, obliczone dla 1 MWh, obejmują sprzedaż i dystrybucję. Średnio dla wszystkich odbiorców w grupach taryfowych G.

Wykres przedstawia łącznie cenę energii wraz ze stawką opłat za dystrybucję. Jest to średnia ważona dla wszystkich grup G. Ceny energii z  lat 2016-2018 i 2020-2022 pochodzą z taryf zatwierdzonych przez Prezesa URE. Cena na rok 2019 została obliczona na podstawie rozporządzenia wykonawczego do ustawy cenowej[6]. Przeciętne gospodarstwo domowe zużywa ok. 2 MWh rocznie.

***

  • Taryfy zatwierdzane przez Regulatora czterem tzw. sprzedawcom z urzędu mają zastosowanie dla 9,8 mln odbiorców w gospodarstwach domowych (czyli 63 proc. z 15,6 mln wszystkich klientów w grupie gospodarstw domowych).
  • Z ofert wolnorynkowych, czyli niepodlegających zatwierdzeniu przez Prezesa URE, korzysta już ponad 37 proc. odbiorców w gospodarstwach domowych w naszym kraju (ponad 5,8 mln).
  • Wszystkie ceny zatwierdzane i podawane przez Regulatora są cenami netto. Stawka VAT nie wpływa zatem na poziom taryfy zatwierdzanej przez Prezesa URE.
  • Zatwierdzone przez Prezesa URE 17 grudnia br. stawki taryf wyliczone zostały na podstawie przepisów obowiązujących w dniu zatwierdzenia taryfy, zgodnie z którymi akcyza wynosi 5 zł za MWh energii.
  • W ramach tzw. tarczy antyinflacyjnej ustawodawca przewidział obniżenie w pierwszym kwartale 2022 roku stawki podatku VAT na sprzedaż energii z 23 do 5 proc. oraz zwolnienie gospodarstw domowych z akcyzy na energię do końca maja 2022 r. Znaczna grupa odbiorców będzie również mogła w 2022 r. skorzystać z dodatków osłonowych.
  • Obniżona stawka podatku VAT przełoży się na końcowy rachunek konsumentów – odbiorców energii elektrycznej. Oznacza to, że realna zmiana płatności odbiorców może być inna niż wskazana w niniejszej informacji.
  • Z obniżonej stawki VAT i dodatku osłonowego skorzystają odbiorcy prądu niezależnie od tego, czy korzystają z taryfy regulowanej czy oferty wolnorynkowej swojego sprzedawcy. Więcej na temat dodatków osłonowych na stronie ministerstwa klimatu i środowiska.
  • Statystyki pokazujące ceny energii w krajach UE publikuje Eurostat.
  • Taryfy zatwierdzone przez Prezesa URE są publikowane w Biuletynach Branżowych Energia elektryczna.

źródło: www.ure.gov.pl

[1] W okresie pandemii i zmniejszonego zapotrzebowania na energię elektryczną w roku 2020 udział ten wynosił ok. 70 proc. Opracowanie własne na podstawie danych Agencji Rynku Energii i PSE.

[2] Określona w rozporządzeniu Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 28 listopada 2021 r. w sprawie wysokości stawki opłaty kogeneracyjnej na rok 2022 (Dz. U. z 2021 r., poz. 2185).

[3] Netto (bez VAT); dla średniego zużycia w 2020 r. odbiorców z grup taryfowych G11 (1813 kWh rocznie). Grupa G11 stanowi ok. 87 proc. wszystkich odbiorców w grupach G.

[4] Grupa G11 stanowi ok. 87 proc. wszystkich odbiorców w grupach G. Średnie zużycie w tej grupie w 2020 r. wyniosło 1813 kWh rocznie.

[5] Dla średniego zużycia w 2020 r. wszystkich odbiorców grup taryfowych G wynoszącej 2028 kWh rocznie.

[6] Rozporządzenie Ministra Energii z dnia 19 lipca 2019 r. w sprawie sposobu obliczenia kwoty różnicy ceny i rekompensaty finansowej oraz sposobu wyznaczania cen odniesienia, Dz.U. z 2019 r. poz. 1369.

Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

Prezes URE wyliczył wysokość stawki kary za niewykonanie obowiązku mocowego w 2022 roku

Rynek mocy ma gwarantować bezpieczeństwo dostaw energii zapewniając dostępność mocy na poziomie pozwalającym na pokrycie zapotrzebowania oraz utrzymanie odpowiedniego poziomu rezerw

Ustawa o rynku mocy[1] wprowadziła w Polsce mechanizm, który zaczął działać z początkiem 2021 roku i który ma zapobiegać nieplanowanym przerwom w dostawach prądu do odbiorców. Polega on na tym, że dostawcy mocy zobowiązują się pozostawać w gotowości do dostarczenia określonej mocy elektrycznej do systemu elektroenergetycznego i udostępnić określoną moc elektryczną bądź obniżyć jej pobór w okresach zagrożenia, na wezwanie operatora systemu przesyłowego – czyli Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE). Jest to tzw. obowiązek mocowy. Dostawcę mocy wybiera się w wyniku aukcji, których przedmiotem nie są dostawy energii, a obowiązek mocowy.

Obowiązek mocowy realizuje się za wynagrodzeniem proporcjonalnym do zakontraktowanej mocy (wypłaca go państwowa spółka: Zarządca Rozliczeń), a pochodzi on z płaconej przez wszystkich odbiorców prądu tzw. opłaty mocowej. Ustawodawca zastosował także system kar, który ma gwarantować wysoką dyspozycyjność jednostek rynku mocy objętych umową mocową.

Prezes Urzędu Regulacji Energetyki wyliczył[2], że jednostkowa stawka kary za niewykonanie obowiązku mocowego na rok 2022 wynosi 4 437,68 zł/MWh.

***

  • Jednostkowa stawka kary na 2021 rok została wyliczona przez operatora systemu przesyłowego, który organizuje aukcje rynku mocy – PSE. Nowelizacja ustawy o rynku mocy przeniosła tę kompetencję na Prezesa URE.
  • W 2021 roku stawka ta wynosiła 4 263,47 zł/MWh.
  • Do obliczenia jednostkowej stawki kary wykorzystane zostały dane opublikowane przez Główny Urząd Statystyczny za 2020 r., tj. wartość produktu krajowego brutto w Polsce określoną w cenach bieżących oraz ilość zużywanej energii elektrycznej, o których mowa w rozporządzeniu w sprawie wykonania obowiązku mocowego[3].
  • Koszt rynku mocy w 2021 roku wyniósł 5,4 mld zł. Wysokość obowiązków mocowych zakontraktowanych w aukcjach na 2022 rok wynosi natomiast 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.
  • Więcej informacji o rynku mocy na stronie regulatora oraz Polskich Sieci Elektroenergetycznych.

źródło: www.ure.gov.pl

[1] Ustawa z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy (Dz. U. z 2020 r. poz. 247 z nast. zm.).

[2] Na podstawie art. 59 ust. 2a ustawy z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy (tj. Dz. U. z 2021 r., poz. 1854) oraz zgodnie z § 16 ust. 1 i 2 Rozporządzenia Ministra Energii z dnia 18 lipca 2018 r. w sprawie wykonania obowiązku mocowego, jego rozliczania i demonstrowania oraz zawierania transakcji na rynku wtórnym (Dz.U z 2018 r., poz. 1455.

[3] Rozporządzenia Ministra Energii z dnia 18 lipca 2018 r. w sprawie wykonania obowiązku mocowego, jego rozliczania i demonstrowania oraz zawierania transakcji na rynku wtórnym (Dz.U z 2018 r., poz. 1455).

Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

Prezes URE ogłasza kolejny nabór na premię kogeneracyjną indywidualną

Wartość premii w marcowym naborze może wynieść ponad 11 mld zł. Premią może zostać objęte 72 TWh energii elektrycznej.

Kolejna, a pierwsza w nadchodzącym roku, sesja naboru na premię kogeneracyjną indywidualną (Combined Heat and Power, CHP) za sprzedaż energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji zaplanowana została w terminie od 14 do 16 marca 2022 r. W naborze mogą wziąć udział nowe lub znacznie zmodernizowane jednostki kogeneracyjne; wszystkie o mocy zainstalowanej elektrycznej nie mniejszej niż 50 MW. Wcześniej zainteresowani wytwórcy muszą uzyskać decyzje o dopuszczeniu do udziału w naborze[1]

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

Nabór – oznaczony jako NCHP/1/2022 – potrwa 3 dni robocze. Jego otwarcie nastąpi 14 marca 2022 r. o 8:15, a zamknięcie 16 marca 2022 r. o 16:15. Zgodnie z Regulaminem naboru na premię kogeneracyjną indywidualną, zostanie on przeprowadzony w formie pisemnej, w postaci papierowej.

Oferty należy dostarczyć do kancelarii URE na adres:

Urząd Regulacji Energetyki
Al. Jerozolimskie 181
02-222 Warszawa
w zamkniętej kopercie z dopiskiem „NCHP/1/2022”.

Ogłoszenie o naborze dostępne jest na stronie Biuletynu Informacji Publicznej URE. Na stronie internetowej dla podmiotów zamierzających ubiegać się o wsparcie w postaci naboru na premię kogeneracyjną indywidualną dostępne są również formularze ofert.

Każdy z inwestorów może w danym naborze przedstawić więcej niż jedną ofertę, o ile dotyczą one różnych jednostek kogeneracji. Prezes URE wylicza dla każdego wytwórcy, który złożył ofertę w naborze, wysokość premii kogeneracyjnej indywidualnej. Nabór wygrywają uczestnicy, którzy otrzymali najniższą wartość punktową przy uwzględnieniu wskazanych w ustawie parametrów[2], obliczoną w sposób zgodny z rozporządzeniem wykonawczym[3], aż do wyczerpania maksymalnej wartości lub ilości energii elektrycznej określonej w ogłoszeniu o naborze.

***

  • Kogeneracja (produkcja w skojarzeniu) polega na wytwarzaniu energii elektrycznej i ciepła w najbardziej efektywny sposób, czyli w jednym procesie technologicznym. Istotną zaletą takiego procesu jest znacznie większy stopień wykorzystania energii pierwotnej zawartej w paliwie do produkcji energii elektrycznej i ciepła. Sprawność źródła wytwarzającego energię w skojarzeniu może przekraczać nawet 80 proc. podczas gdy w procesie wytwarzania energii elektrycznej w elektrowni kondensacyjnej bardzo trudnym jest osiągnięcie 50 proc. sprawności. Oznacza to, że efektywność energetyczna systemu skojarzonego może być nawet o 30 proc. wyższa niż w procesie oddzielnego wytwarzania energii elektrycznej w elektrowni kondensacyjnej i ciepła w kotłowni.
  • Ustawa o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji w 2019 roku wprowadziła nowy system wsparcia dla źródeł wytwarzających w jednym procesie technologicznym energię elektryczną i ciepło, przyznawane w jednej z czterech form, w zależności od grupy wytwórców dla której jest przeznaczone: a) premii gwarantowanej indywidualnej; b) premii gwarantowanej; c) aukcji; d) naboru.
  • System ten zastąpił dotychczasowy mechanizm bazujący na formule świadectw pochodzenia z kogeneracji.
  • Ostatni nabór przeprowadzony przez Regulatora we wrześniu br. nie został rozstrzygnięty z powodu braku zainteresowania naborem – w naborze nie została złożona co najmniej jedna oferta spełniająca odpowiednie wymagania[4].
  • Do końca grudnia Prezes URE ogłosi także – zgodnie z nowymi wymogami wprowadzonymi nowelizacją ustawy Prawo energetyczne[5] – harmonogram aukcji CHP na 2022 rok. Aukcje będą organizowane regularnie, raz na kwartał.

źródło: www.ure.gov.pl

[1] Zgodnie z art. 45 ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji (Dz. U. z 2021 r. poz. 144, z późn. zm.). Wzór wniosku o dopuszczenie do udziału w naborze na premię kogeneracyjną indywidualną dostępny jest na stronie internetowej Urzędu.

[2] Zgodnie z art. 49 ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji.

[3] Rozporządzenie Ministra Energii z dnia 6 września 2019 r. w sprawie metodyki rozstrzygania naboru na premie kogeneracyjną indywidualną oraz wartości współczynników uwzględnianych przy naborze.

[4] Określone w ustawie z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji.

[5] Ustawa z dnia 20 maja 2021 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Dz.U. z 2021 poz. 1093).

Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

Polska Strategia Wodorowa do roku 2030 z perspektywą do roku 2040 opublikowana w Monitorze Polskim

7 grudnia 2021 r. w Monitorze Polskim opublikowana została pełna wersja „Polskiej Strategii Wodorowej do roku 2030 z perspektywą do roku 2040” (PSW).

Wodór będzie stanowił jedno z kluczowych paliw transformacji energetycznej zachodzącej w Unii Europejskiej. Może on mieć szerokie zastosowanie w energetyce, ciepłownictwie, przemyśle i transporcie, umożliwiając ich dekarbonizację. Tym samym wodór ma szansę stać się realną alternatywą dla paliw kopalnych.

Polska Strategia Wodorowa określa konkretne cele budowy gospodarki wodorowej, kładąc podwaliny pod działania związane z jej rozwojem i utrzymaniem konkurencyjności polskiej gospodarki. Realizacja celów PSW umożliwi rozwój poszczególnych regionów Polski m.in. poprzez tworzenie w nich dolin wodorowych, które zapewnią rozwój przemysłowych zastosowań wodoru, integrację sektorów, znalezienie partnerów biznesowych, optymalizację procesów i kosztów.

Zapisy strategii wodorowej umożliwią ekologiczne wytwarzanie wodoru na skalę przemysłową oraz stopniową budowę w Polsce zeroemisyjnej gospodarki poprzez przyspieszenie procesu dekarbonizacji niektórych obszarów. Jednocześnie inwestycje w wodór pomogą w tworzeniu miejsc pracy i zrównoważonego wzrostu gospodarczego.

Treść polskiej strategii wodorowej w języku polskim i angielskim do pobrania jest poniżej:

PL: Treść Polska Strategia Wodorowa

EN: 3_Polish_Hydrogen_Strategy_EN_summary

źródło: Ministerstwo Klimatu i Środowiska

Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

NFOŚiGW przedstawił do konsultacji projekt programu priorytetowego „Kogeneracja dla Ciepłownictwa”

Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, przedstawia do konsultacji projekt programu priorytetowego „Kogeneracja dla Ciepłownictwa”.

Do pobrania treść projektu programu priorytetowego Kogeneracja dla Ciepłownictwa:
3_projekt_pp_Kogeneracja_w_ciepłownictwie

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

Program ma na celu wsparcie przedsięwzięć dotyczących budowy lub/i przebudowy jednostek wytwórczych o łącznej mocy zainstalowanej nie mniejszej niż 10 MW, pracujących w warunkach wysokosprawnej kogeneracji wraz z podłączeniem ich do sieci przesyłowej, w których do produkcji energii wykorzystuje się:

  • ciepło odpadowe,
  • energię ze źródeł odnawialnych,
  • paliwa niskoemisyjne gazowe, mieszanki gazów, gaz syntetyczny lub wodór.

Beneficjentem programu będą przedsiębiorcy prowadzący działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania energii, o zainstalowanej mocy cieplnej i/lub elektrycznej źródeł energii nie mniejszej niż 50 MW.

Do dofinansowania kwalifikują się instalacje, z których co najmniej 70% ciepła użytkowego wytworzonego w jednostce kogeneracji zostanie wprowadzone do publicznej sieci ciepłowniczej.

Konsultacje zakończą się 06.12.2021 r. o godz. 15.30

Do pobrania formularz: formularz_do_konsultacji_społecznych

Uwagi należy składać na załączonym formularzu i przesyłać na adres: 

transformacja.cieplownictwa@nfosigw.gov.pl

źródło: NFOŚiGW

Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

Od nowego roku ruszają tzw. programy dofinansowań w ramach realizacji obowiązku uzyskania oszczędności energii

Od 1 stycznia 2022 roku uruchomione zostaną tzw. programy bezzwrotnych dofinansowań w ramach realizacji obowiązku uzyskania oszczędności energii (systemów świadectw efektywności energetycznej) przez podmioty zobowiązane. Będzie to możliwe dzięki opublikowanemu 29 listopada 2021 r. rozporządzeniu Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie wartości referencyjnych oszczędności energii finalnej dla przedsięwzięć służących poprawie efektywności energetycznej oraz w sprawie sposobu obliczania tych wartości.

Programy dofinansowań zostały wprowadzone w znowelizowanej w 2021 roku ustawa o efektywności energetycznej jako alternatywa dla podmiotów zobowiązanych w zakresie rozliczania obowiązku oszczędności energii, o którym mowa w art. 10 ust 1 ustawy.

Zgodnie z art. 15a ustawy podmioty zobowiązane lub podmioty przez nie upoważnione mogą realizować programy bezzwrotnych dofinansowań, w celu współfinansowania przedsięwzięć służących poprawie efektywności energetycznej u odbiorcy końcowego (np. gospodarstwa domowe, MŚP), polegające na:

  • wymianie urządzeń lub instalacji służących do celów ogrzewania lub przygotowania ciepłej wody użytkowej na urządzenia lub instalacje charakteryzujące się wyższą klasą efektywności energetycznej,
  • przyłączeniu do sieci ciepłowniczej.

Założeniem programu jest przyspieszenie procesu modernizacji indywidualnych źródeł ciepła, w celu przeciwdziałania zanieczyszczeniu powietrza w Polsce.  Należy to uznać za istotne wsparcie dla programu „Czyste Powietrze” i działań mających na celu poprawę jakości powietrza w kraju. Ponadto programy dofinansowań pozwolą także na odblokowanie inwestycji proefektywnościowych u małych odbiorców końcowych, tj. w gospodarstwach domowych przez spółki działające na rynku energii.

Jeżeli podmiot zobowiązany chciałby rozpocząć realizację programu dofinansowań w 2022 roku, sporządza  regulamin programu dofinansowań i przekazuje  jego kopię do Prezesa URE najpóźniej do 15 grudnia 2021 roku.

Regulamin zawiera co najmniej:

1)  postanowienia określające grupę odbiorców końcowych;

2)  rodzaje przedsięwzięć służących poprawie efektywności energetycznej;

3)  warunki i sposób skorzystania z dofinansowań;

4)  ilość energii planowanej do zaoszczędzenia przez odbiorców końcowych korzystających z programu dofinansowania dla danych przedsięwzięć służących poprawie efektywności energetycznej;

5)  okres obowiązywania programu dofinansowania i warunki jego zakończenia;

6)  wzór umowy z odbiorcą końcowym.

Programy bezzwrotnych dofinansowań

Informacja na temat programów bezzwrotnych dofinansowań w ramach realizacji obowiązku uzyskania oszczędności energii (systemów świadectw efektywności energetycznej) przez podmioty zobowiązane

29 listopada br. zostało opublikowane rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 22 listopada 2021 r. w sprawie wartości referencyjnych oszczędności energii finalnej dla przedsięwzięć służących poprawie efektywności energetycznej oraz w sprawie sposobu obliczania tych wartości (Dz.U. z 2021 r., poz. 2172). Wejście w życie rozporządzenia pozwoli na realizację  tzw. programów bezzwrotnych dofinansowań od 1 stycznia 2022 roku.

Programy powinny przyczynić się do przyspieszenia procesu modernizacji indywidualnych źródeł ciepła, będących jedną z głównych przyczyn szkodliwego zanieczyszczenia powietrza w Polsce.  Należy to uznać za istotne wsparcie dla programu „Czyste Powietrze” i działań mających na celu poprawę jakości powietrza w kraju.

Zgodnie z ustawą jeżeli podmiot zobowiązany chciałby rozpocząć realizację programu dofinansowań w 2022 r., jest obowiązany sporządzić regulamin programu dofinansowań i przekazać jego kopię do Prezesa URE najpóźniej do 15 grudnia 2021 roku.

Zgodnie z ustawą o efektywności energetycznej wymianie mogą podlegać urządzenia grzewcze charakteryzujące się wyższą klasą efektywności energetycznej, o której mowa w aktach delegowanych w rozumieniu art. 2 ust. 1 ustawy z dnia 14 września 2012 r. o etykietowaniu energetycznym produktów związanych z energią (Dz. U. z 2020 r. poz. 378), z zastrzeżeniem art. 7 ust. 2 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2017/1369 z dnia 4 lipca 2017 r. ustanawiającego ramy etykietowania energetycznego i uchylającego dyrektywę 2010/30/UE (Dz. Urz. UE L 198 z 28.07.2017, str. 1).

Zgodnie z powyższym zaleceniem programy dofinansowań obejmują jedynie te przedsięwzięcia, które polegają na montażu urządzeń lub instalacji, służących do celów ogrzewania lub przygotowania ciepłej wody użytkowej, należących do najwyższych dwu istotnie licznych klas efektywności energetycznej lub klas wyższych.

Poniżej w tabeli została określona minimalna klasa efektywności energetycznej dla urządzeń grzewczych, wymienionych w rozporządzeniu Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 22 listopada 2021 r. w sprawie wartości referencyjnych oszczędności energii finalnej dla przedsięwzięć służących poprawie efektywności energetycznej oraz w sprawie sposobu obliczania tych wartości, które mogą zostać objęte programem bezzwrotnych dofinansowań.  

Lp. Rodzaj montowanego źródła ciepła Minimalna klasa efektywności energetycznej
1. Kocioł niskotemperaturowy na paliwo gazowe lub ciekłe klasa minimum A
2. Kocioł niskotemperaturowy na biomasę  klasa minimum A+
3. Kocioł kondensacyjny opalany gazem ziemnym lub olejem opałowym lekkim klasa minimum A
4. Elektryczny podgrzewacz przepływowy klasa minimum A
5. Elektryczny podgrzewacz akumulacyjny klasa minimum A
6. Pompa ciepła typu woda/woda, sprężarkowa, napędzana elektrycznie klasa minimum A++
7. Pompa ciepła typu glikol/woda, sprężarkowa, napędzana elektrycznie klasa minimum A++
8. Pompa ciepła typu bezpośrednie odparowanie w gruncie/woda, sprężarkowa, napędzana elektrycznie klasa minimum A++
9. Pompa ciepła typu powietrze/woda, sprężarkowa, napędzana elektrycznie klasa minimum A+
10. Pompa ciepła typu powietrze/woda, sprężarkowa, napędzana gazem klasa minimum A+
11. Pompa ciepła typu powietrze/woda, absorpcyjna, napędzana gazem klasa minimum A+
12. Pompa ciepła typu glikol/woda, sprężarkowa, napędzana gazem klasa minimum A++
13. Pompa ciepła typu glikol/woda, absorpcyjna, napędzana gazem klasa minimum A++

Wyjaśnienie:
poz. 1 oraz poz. 4– 5: wskazano klasy efektywności energetycznej na podstawie informacji ze Stowarzyszenia Producentów i Importerów Urządzeń Grzewczych (SPiIUG).

poz. 2 – 3 oraz 6-13: wskazane klasy efektywności energetycznej wynikają z wymagań technicznych Programu Priorytetowego Czyste Powietrze.

źródło: www Ministerstwa Klimatu i Środowiska

Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

Nowy blok PGNiG Termika w EC Siekierki – na biomasę i RDF

Budowa jednostki na paliwo nisko i zeroemisyjne w Elektrociepłowni Siekierki

CELE ŚRODOWISKOWE INWESTYCJI

Projekt wpisuje się w nowe cele dążenia do neutralności klimatycznej (Europejski Zielony Ład): Poprzez zwiększenie udziału paliw zeroemisyjnych przyczynia się do redukcji emisji CO2 w PGNiG TERMIKA SA w zakresie od 300 do 400 tys. ton rocznie (co jest równoznaczne z obniżeniem opłat za prawa do emisji CO2).
Zwiększa udział ciepła odnawialnego, realizując wymagania: dyrektywy RED II, wymogów dla efektywnych systemów ciepłowniczych oraz spełnienia norm dla podłączania nowych budynków.

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

Dodatkowo budowa jednostki nisko i zeroemisyjnej wpisuje się w bilans odpadów komunalnych przeznaczonych do termicznego przekształcania: Celem inwestycji planowanej przez PGNiG TERMIKA SA jest zagospodarowanie energetyczne tej frakcji odpadów komunalnych, których zgodnie z prawem nie wolno gromadzić na składowiskach. Spalanie odpadów komunalnych jest elementem gospodarki o obiegu zamkniętym (GOZ), która wchodzi w skład strategii gospodarki Unii Europejskiej.
Magazynowanie odpadów na terenie Elektrociepłowni będzie miało tylko charakter operacyjny (kilkudniowe
magazynowanie), a odpady będą odizolowane od otoczenia poprzez zastosowanie zamkniętych i szczelnych budynków oraz instalacji. Dodatkowo będą zastosowane układy filtracji i dezodoryzacji z zastosowaniem filtrów z węgla aktywnego.
Uboczne produkty spalania (popiół lotny i popiół denny) będą odbierane przez firmy zewnętrzne; nie będą przetwarzane ani składowane na terenie zakładu elektrociepłowni.

KORZYŚCI ŚRODOWISKOWE PO ZAKOŃCZENIU INWESTYCJI

Całkowite odejście od węgla w nowym bloku wielopaliwowym, a tym samym ograniczenie emisji CO2 w Elektrociepłowni Siekierki.
Spełnianie wszystkich wymagań dotyczących ochrony środowiska, w tym standardów Najlepszej Dostępnej Techniki
(BAT – Best Available Technique).
W celu ograniczenia emisji zanieczyszczeń do atmosfery wraz z kotłem zabudowane zostaną instalacje do ich
usuwania ze spalin. System oczyszczania spalin zawierać będzie m.in. takie elementy: odazotowanie spalin metodami
pierwotnymi; instalacja odsiarczania i usuwania innych składników kwaśnych ze spalin; usuwanie dioksyn, furanów
i rtęci z wykorzystaniem węgla aktywowanego.

 

KORZYŚCI DLA MIESZKAŃCÓW

Inwestycja poprzez odzysk energii z odpadów wpłynie na ograniczenie cen za zagospodarowanie odpadów
komunalnych.
Ograniczenie cen ciepła wynikające z rosnących kosztów CO2 i paliw kopalnych.
Gospodarka o obiegu zamkniętym pozwoli na odzyskanie części energii traconej wraz z odpadami oraz wykorzystanie
jej na potrzeby podgrzewu wody i centralnego ogrzewania dla mieszkańców.
Ciepło systemowe to najlepszy sposób ograniczenia smogu i poprawy jakości powietrza w mieście.

Rozpoczęcie budowy zaplanowane jest na III kwartał 2023 r., a zakończenie na IV kwartał 2026 r.

PARAMETRY INWESTYCJI

Moc elektryczna: 75 MWe
Moc cieplna: 142 MWt
Moc cieplna w paliwie: 223 MWt
Typ kotła: cyrkulacyjny fluidalny
Produkty: ciepło (3 000 TJ/rok) i energia elektryczna (400 GWh)
Paliwa: zero i niskoemisyjne (80 % biomasa i 20 % RDF*)

źródło: PGNiG Termika

Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

 

Porozumienie o współpracy na rzecz rozwoju sektora biogazu i biometanu

Na zaproszenie Minister Klimatu i Środowiska, przedstawiciele administracji rządowej oraz interesariusze sektora biogazu i biometanu, 23 listopada 2021 r. podpisali „Porozumienie o współpracy na rzecz rozwoju sektora biogazu i biometanu”. Jego celem jest wspieranie rozwoju sektora biogazu i biometanu w Polsce. Podpisany dokument pomoże w maksymalizacji tzw. local content, czyli udziału polskich przedsiębiorców oraz technologii w łańcuchu dostaw na potrzeby budowy i eksploatacji krajowych biogazowni i biometanowni oraz rozwoju rynku i powszechnego zastosowania biogazu i biometanu w gospodarce.

Porozumienie sektorowe zostało zainicjowane przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska „Listem intencyjnym o ustanowieniu partnerstwa na rzecz rozwoju sektora biogazu i biometanu oraz zawarcia porozumienia sektorowego”, podpisanym 13 października 2020 roku. Wydarzenie to umożliwiło rozpoczęcie intensywnej współpracy podmiotów zainteresowanych budową i rozwojem tego sektora w Polsce. W siedmiu grupach roboczych rozpoczęto prace, których zwieńczeniem jest wypracowane i uzgodnione przez uczestników partnerstwa Porozumienie.

Cieszy zaangażowanie polskich instytucji i firm, które zdecydowały się na podjęcie działań w tym obszarze. Jest to jeden z kluczowych sektorów, bez którego nie będzie możliwe przeprowadzenie procesu transformacji energetycznej. Polski kapitał chce angażować się w kolejne projekty wspierające rozwój nie tylko biogazu, ale i biometanu, o czym świadczy obecność podmiotów, kluczowych na krajowym rynku, które dostrzegając ogromny potencjał w tworzonym od podstaw rynku, opracowują nowatorskie rozwiązania – podkreśliła szefowa resortu klimatu i środowiska Anna Moskwa.

Podpisując dziś Porozumienie sektorowe mam nadzieję, że wspólnie wzmocnimy rynek biogazu i uruchomimy silny i prężnie działający rynek biometanu. Sukces w tym zakresie możemy osiągnąć jedynie razem – dodała minister.

Stronami Porozumienia są przedstawiciele administracji rządowej: Minister Klimatu i Środowiska, Minister Funduszy i Polityki Regionalnej, Sekretarz stanu w Ministerstwie Rolnictwa i Rozwoju Wsi, Sekretarz stanu w Ministerstwie Klimatu i Środowiska, Pełnomocnik Rządu ds. OZE, Sekretarz stanu w Ministerstwie Edukacji i Nauki, Pełnomocnik Rządu ds. reformy funkcjonowania instytutów badawczych, a także przedstawiciele inwestorów, podmiotów uczestniczących w łańcuchu dostaw dla sektora biogazu i biometanu, organizacji otoczenia biznesu, instytucji finansowych i ubezpieczeniowych oraz przedstawiciele świata nauki.

Porozumienie ma stanowić stałą platformę współpracy Stron poprzez zapewnienie skoordynowanych działań na rzecz dynamicznego rozwoju sektora biogazu i biometanu w Polsce, z naciskiem na wzmocnienie krajowych korzyści ekonomicznych, środowiskowych, technologicznych, energetycznych i społecznych.

Polska, biorąc pod uwagę potencjał surowcowy, ma ambicje wygenerowania w przyszłości takiej ilości zielonego gazu, która zabezpieczyłaby znaczący popyt na gaz ziemny w kraju. Podpisanie Porozumienia będzie służyło wypracowaniu działań na rzecz zwiększenia roli sektora wytwarzania biogazu i biometanu, zbudowania rynku wytwarzania biometanu oraz wzmocnienia pozycji krajowych przedsiębiorców w łańcuchu dostaw. Ponadto to kolejny, istotny krok w rozwoju zielonego sektora, który pomoże odbudować gospodarkę dotkniętą pandemią koronawirusa.

Kluczowe w obszarze energetyki jest dla nas osiągnięcie samodzielności i samowystarczalności. Zwiększenie wytwarzania energii z biogazu i biometanu jest właśnie jedną z odpowiedzi na to wyzwanie – zaznaczyła minister klimatu i środowiska Anna Moskwa.

Rozwój sektora biogazu i biometanu to nie tylko filar transformacji energetycznej. To także szansa na zbudowanie przewagi konkurencyjnej polskich przedsiębiorców w oparciu o nowoczesne, zeroemisyjne technologie. Produkcja biogazu i biometanu ma kluczowe znaczenie dla przeprowadzenia procesu transformacji gospodarki w kierunku nisko- i zeroemisyjnym i jest ważnym elementem „Polityki energetycznej Polski do 2040 roku”. Zwiększenie wytwarzania energii z biogazu i biometanu przyczyni się do dywersyfikacji źródeł energii oraz wpłynie na realizację celów polityki energetyczno-klimatycznej Unii Europejskiej.

Wiceminister klimatu i środowiska Ireneusz Zyska, pełnomocnik rządu ds. OZE zwrócił uwagę, że Porozumienie otwiera nowy etap współpracy, który będzie miał duże znaczenie dla budowy nowego sektora polskiej gospodarki i maksymalizacji „local content”. To przykład bardzo dobrej kooperacji między rządem, a obecnymi i przyszłymi inwestorami oraz operatorami biogazowni i biometanowni w Polsce, a także przedsiębiorcami zaangażowanymi w dostawy dla przygotowania, realizacji i eksploatacji projektów biogazowych i biometanowych.

Podpisane dziś porozumienie określa ambitne partnerstwo między rządem a szerokim gronem interesariuszy, których połączył jeden wspólny cel – wykorzystanie potencjału krajowego w budowaniu nowoczesnej, innowacyjnej i niskoemisyjnej gospodarki – podkreślił.

Pełnomocnik rządu ds. OZE poinformował także, że wsłuchując się w potrzeby sektora biogazowego, MKiŚ przygotowuje regulacje, które zapewnią dynamiczny i stabilny rozwój sektora.

Obecnie w Ministerstwie Klimatu i Środowiska trwają prace legislacyjne nad projektami nowelizacji „ustawy o odnawialnych źródłach energii” oraz „ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych”, których celem jest stworzenie optymalnych regulacji prawnych, pozwalających w sposób stabilny stymulować rozwój sektora biogazu i biometanu. Projektowane przepisy będą w sposób efektywny zachęcać inwestorów do podejmowania decyzji w zakresie budowy instalacji do wytwarzania i oczyszczania biogazu lub biogazu rolniczego, wytwarzania biometanu oraz rozbudowy lub przebudowy istniejących sieci gazowych pod kątem umożliwienia zatłaczania biometanu – wyjaśnił.

Jak zostać stroną „Porozumienia o współpracy na rzecz rozwoju sektora biogazu i biometanu” Jesteśmy świadkami i częścią historycznej chwili. Serdecznie zachęcam do przystąpienia do Porozumienia sektorowego wszystkie podmioty, instytucje i organizacje, które utożsamiają się z celami Porozumienia i wyrażą wolę ich realizacji. Otwarty i dobrowolny charakter porozumienia to jedna z najważniejszych wartości, dzięki której przyszłość sektora biogazu i biometanu w Polsce rysuje się bardzo optymistycznie – dodał wiceminister Ireneusz Zyska.

Stroną Porozumienia może zostać każdy zainteresowany podmiot, który złoży pisemne oświadczenie o woli przystąpienia do wypełniania postanowień Porozumienia, przesyłając je do Ministra Klimatu i Środowiska

Do pobrania:  Wzór_oświadczenia_o_przystąpieniu_do_„Porozumienia_o_współpracy_na_rzecz_rozwoju_sektora_biogazu_i_biometanu”

Pisemne oświadczenie prosimy kierować na adres:

Ireneusz Zyska
Pełnomocnik Rządu ds. Odnawialnych Źródeł Energii
Ministerstwo Klimatu i Środowiska
Wawelska 52/54
00-922 Warszawa

źródło: Ministerstwo Klimatu i Środowiska

Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

Prezes URE opublikował zestawienie sektorów i podsektorów energochłonnych, którym przyznał rekompensaty za rok 2020

Pomoc publiczna dla energetyki: ponad 815 milionów rekompensat dla 70 firm z sektorów i podsektorów energochłonnych

Prezes URE publikuje zestawienie sektorów i podsektorów energochłonnych, którym przyznał rekompensaty za 2020 r.

Do 70 przedsiębiorstw działających w szesnastu sektorach i podsektorach energochłonnych trafiło ponad 815 mln zł pomocy publicznej w formie rekompensat przyznanych przez Prezesa URE. Ponad 75 procent wsparcia trafiło do czterech energochłonnych sektorów i podsektorów.

Rys. 1 Kwota przyznanych rekompensat za 2020 r. według sektorów i podsektorów (w mln złotych).

Rekompensaty przyznawane są w związku z przenoszeniem kosztów zakupu uprawnień do emisji gazów cieplarnianych na ceny energii elektrycznej zużywanej do wytwarzania produktów w sektorach energochłonnych. Takie rozwiązanie ma również na celu ograniczenie ryzyka przeniesienia produkcji do krajów, w których nie jest prowadzona tak ambitna – jak w UE – polityka klimatyczna. Z wnioskami o rekompensaty za 2020 rok do Prezesa URE wystąpiło 76 firm. W wyniku przeprowadzonej analizy i weryfikacji wniosków Prezes URE przyznał wsparcie 70 przedsiębiorstwom na łączną kwotę ponad 815,5 mln zł.

Najwięcej, bo prawie 288,6 mln zł (36 proc. budżetu), otrzymały przedsiębiorstwa działające w przemyśle ciężkim: producenci żeliwa i stali oraz stopów żelaza. Kolejne trzy sektory z największym wsparciem to te zajmujące się produkcją nawozów i związków azotowych, chemikaliów nieorganicznych podstawowych pozostałych oraz  papieru i tektury. Te w sumie cztery energochłonne podsektory otrzymały w 2021 roku w sumie ponad 600 mln zł  rekompensaty, co stanowi ponad 75 proc. wszystkich środków.

Rys. 2 Procentowy podział rekompensat za 2020 r. według podsektorów

System rekompensat został wprowadzony w 2019 roku[1]. Rekompensaty przyznawane są w drodze decyzji wydawanej przez Prezesa URE, na wniosek podmiotu spełniającego określone w ustawie warunki. Wysokość wsparcia ustalana jest w oparciu o dane przekazywane przez wnioskodawcę.

Po wydaniu decyzji o przyznaniu rekompensat informacja o uprawnionych podmiotach i kwocie rekompensat przysługujących beneficjentom zostaje przekazana Bankowi Gospodarstwa Krajowego, który dokonuje wypłaty z Funduszu Rekompensat Kosztów Pośrednich.

Lista wszystkich podmiotów, którym Prezes URE przyznał rekompensaty za 2019 i 2020 rok dostępna jest w prowadzonym przez UOKiK Systemie Udostępniania Danych o Pomocy Publicznej (nr środka pomocowego: SA.53850(2019/N)).

***

[1] Ustawa z dnia 19 lipca 2019 r. o systemie rekompensat dla sektorów i podsektorów energochłonnych (Dz. U. z 2020 r. poz. 2228, ze zm.)

źródło: www.ure.gov.pl

Nadchodzące wydarzenia powermeetings.eu!

Enea Ciepło sprawdzi możliwości wykorzystania zielonego wodoru w ciepłownictwie

Enea Ciepło dzięki udziałowi w konkursie NCBR sprawdzi możliwości wykorzystania zielonego wodoru w ciepłownictwie

Enea Ciepło podpisała umowę z Narodowym Centrum Badań i Rozwoju na prace badawczo-rozwojowe dotyczące możliwości wykorzystania zielonego wodoru w ciepłownictwie. Zadaniem konsorcjum, w którego skład wchodzi spółka z Grupy Enea, jest stworzenie koncepcji zasilania silnika gazowego zielonym wodorem wyprodukowanym w elektrolizerze dzięki energii elektrycznej pochodzącej w 100% z OZE. Powstała w ten sposób energia ma być wykorzystywana w ciepłownictwie.

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

Konsorcja i firmy zakwalifikowane do konkursu w ramach projektu „Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym”, mają sprawdzić hipotezę badawczą o rynkowej wykonalności systemu elektrociepłowniczego, który będzie mógł dostarczać odbiorcom ciepło i energię elektryczną pozyskane w co najmniej 80% z odnawialnych źródeł energii.  W konkursie Enea Ciepło działając wspólnie z Zakładami Pomiarowo-Badawczymi Energetyki „ENEGROPOMIAR” z Gliwic,  wykona  koncepcję zasilania silnika gazowego zielonym wodorem wyprodukowanym w elektrolizerze, który zasilany jest w 100% energią elektryczną wyprodukowaną ze źródeł OZE. Konsorcjum z udziałem Enei Ciepło otrzyma 500 tys. zł brutto na realizację prac w I etapie konkursu NCBR.

– Ciepłownictwo, w tym  Enea Ciepło, stoi przed dużym wyzwaniem transformacji energetycznej. Poszukujemy rozwiązań nowoczesnej produkcji ciepła ze źródeł zero i niskoemisyjnych, które z powodzeniem moglibyśmy wykorzystać w przyszłości. Możliwość przeprowadzenia prac badawczo-rozwojowych  w ramach programu Narodowego Centrum Badań i Rozwoju jest szansą na zdobycie bezcennych doświadczeń w obszarze nowoczesnych technologii wodorowych – powiedział Paweł Szczeszek, prezes Enei.

– Kierunek rozwoju, który Enea Ciepło zamierza starannie przeanalizować w ramach tego projektu, i miejmy nadzieję skutecznie wdrażać,  jest zgodny z projektem „Polskiej Strategii Wodorowej do roku 2030 z perspektywą do 2040 r.” Pozytywny wynik naszych prac, na który liczymy, może wskazać kierunek rozwoju innowacyjnych źródeł energii w Grupie Enea, opartych o paliwo wodorowe – powiedział Cezary Ołdakowski, prezes Enei Ciepło.

W proponowanym przez konsorcjum z udziałem Enei Ciepło rozwiązaniu uwzględniono elektrolizer, magazyn wodoru, silnik gazowy, akumulator ciepła oraz kocioł szczytowy. Całkowita planowana zainstalowana moc cieplna to 1,1 MW, natomiast elektryczna to 0,45 MW. Enea Ciepło wspólnie z Zakładami Pomiarowo – Badawczymi Energetyki „ENEGROPOMIAR” są jednymi z dziesięciu podmiotów, zakwalifikowanych do I etapu  prac badawczo-rozwojowych, w ramach którego opracują  swoje koncepcje na innowacyjny model funkcjonowania systemu elektrociepłowniczego.  Po zakończeniu I etapu Narodowe Centrum Badań i Rozwoju wybierze najlepsze rozwiązanie i  przekaże zwycięzcy 36 mln zł brutto na jego realizację.

Celem przedsięwzięcia „Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym” jest opracowanie innowacyjnej technologii uniwersalnego systemu wytwarzania i magazynowania energii do celów grzewczych w połączeniu z kogeneracją opartą o odnawialne źródła energii. Zrealizowane projekty mają zwrócić uwagę  na kwestie: ochrony powietrza i klimatu oraz osiągnięcia neutralności klimatycznej (zerowy poziom emisji gazów cieplarnianych netto) do 2050 r. zgodnie z założeniami Europejskiego Zielonego Ładu.

Projekty z wykorzystaniem m.in.: zielonego wodoru, energii słonecznej, energii wiatrowej czy biogazu powinny umożliwiać redukowanie roli konwencjonalnych technologii wytwarzania ciepła i energii elektrycznej na rzecz zero i niskoemisyjnych nowoczesnych rozwiązań w ciepłownictwie. Zrealizowane w przedsięwzięciu „Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym” konkursowe prace badawczo – rozwojowe mają przyczynić się do upowszechniania technologii odnawialnych źródeł energii w polskim elektrociepłownictwie.

 

źródło: www.enea.pl

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