Efektywne zarządzanie energią oraz technologie i wytwarzanie energii z biomasy i paliw alternatywnych – czyli relacji z 13 wiosennego Forum Biomasy i RDF W Krakowie ciąg dalszy!

Efektywne zarządzanie energią w przemyśle i ciepłownictwie jest celem każdego przedsiębiorstwa, bo przekłada się na oszczędność energii i daje wymierne korzyści finansowe. No i można czerpać korzyści z uzyskania Białego Certyfikatu, jak potocznie nazywa się świadectwa efektywności energetycznej, wydawane przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki za inwestycje poprawiające efektywność energetyczną.

Biały certyfikat korzyści

Podczas 13 edycji Forum Biomasy i Paliw Alternatywnych w Ciepłownictwie, Energetyce i Przemyśle, zorganizowanego 21-22 marca w Krakowie przez powermeetings.eu o zasadach wydawania świadectw efektywności energetycznej, kto może się o nie ubiegać i jakie uzyskać potencjalne korzyści mówił Paweł Wysokulski z ARP ENERGIA.

– Podstawą prawną umożliwiającą pozyskiwanie świadectw efektywności energetycznej jest ustawa o efektywności energetycznej z 20 maja 2016 roku – mówił prelegent. – Stanowi ona wdrożenie Dyrektywy 2012/27/UE w sprawie efektywności energetycznej oraz rozporządzenia Ministra Energii w sprawie szczegółowego zakresu i sposobu sporządzenia audytu efektywności energetycznej oraz metod obliczania oszczędności energii. Świadectwo efektywności energetycznej może zostać przyznane każdemu, kto zamierza zrealizować inwestycję mającą na celu zwiększenie efektywności energetycznej minimum o 10 Toe (tona oleju ekwiwalentnego) w ciągu roku – 116,300 MWh/rok lub 418,680 GJ/rok. Ubiegać się o nie może przedsiębiorca, który jest przed rozpoczęciem inwestycji, tzn. nie podjął wiążących umów z dostawcą urządzeń / wykonawcą. Musi zostać zachowany tzw. efekt zachęty. Ustawa dopuszcza składanie wniosku na jedno przedsięwzięcie lub na przedsięwzięcia tego samego rodzaju. Wniosek może obejmować kilka przedsięwzięć, ale tego samego rodzaju jak np. modernizacja oświetlenia w kilku obiektach i na kilku terenach (w kilku innych spółkach), ale nie może obejmować różnych przedsięwzięć np. zagadnień cieplnych i elektroenergetycznych. Do przyznania świadectwa  kwalifikują się: modernizacja lub wymiana oświetlenia, modernizacja oraz automatyzacja procesów technologicznych i produkcyjnych, ograniczenie strat związanych z poborem, przesyłem oraz dystrybucją energii elektrycznej, odzysk energii z procesów produkcyjnych, termomodernizacja budynków, obiektów, urządzeń produkcyjnych, modernizacja systemów chłodzenia i wentylacji, wymiana maszyn i urządzeń przemysłowych, wdrażanie systemów zarządzania energią, wymiana pojazdów służących do transportu drogowego lub kolejowego. Pełna lista szczegółowego wykazu przedsięwzięć służących poprawie efektywności energetycznej znajduję się w Obwieszczeniu Ministra Energii z 30 listopada 2021 r.

Procedura uzyskania obejmuje ocenę potencjału poprawy efektywności energetycznej, wykonanie audytu efektywności energetycznej, doradztwo i ustalenie szczegółów planowanej inwestycji, przygotowanie i złożenie wniosków do URE, rozpoczęcie inwestycji i jej zakończenie, a  następnie wykonanie i złożenie audytu powykonawczego. Efektem jest otrzymanie Białego Certyfikatu. Ma on postać papieru wartościowego i może być przedmiotem handlu na Towarowej Giełdzie Energii w Warszawie. Ceny Białych Certyfikatów kształtują się obecnie na poziomie 2 150 zł – 2 200 zł za 1 TOE. Stabilność ceny determinuje jednostkowa opłata zastępcza, wynikająca z zapisów ustawy, która wynosi w 2024 –  2 110 zł. Wysokość jednostkowej opłaty zastępczej za każdy kolejny rok zwiększa się o 5 % w stosunku do wysokości jednostkowej opłaty zastępczej obowiązującej za rok poprzedni.

Prelegent szczegółowo przybliżył przykłady wielu rozwiązań  modernizacyjnych i ich efekty, przekładające się na Białe Certyfikaty.

Rekompensata za obniżenie poboru

Inną formułę korzyści dla dostawców mocy energii elektrycznej przedstawił Bogumił Ciżowski z firmy Enspirion, należącej do Grupy Orlen. Otóż jednym ze sposobów na rekompensatę kosztów energii elektrycznej jest DSR, który polega na czasowym obniżeniu poboru mocy z sieci na polecenie PSE w zamian za wynagrodzenie. Taka redukcja trwa godzinę, a jeśli chodzi o moc określoną do redukcji to jest określana wspólnie z danym podmiotem na podstawie audytu i weryfikowana z produkcją. Przyczynia się do zachowania stabilności w Krajowym Systemie Energetycznym w przypadku wystąpienia krytycznej sytuacji bilansowej zwłaszcza w godzinach szczytowego zapotrzebowania na energię elektryczną oraz pozwala na redukcję emisji CO₂ nawet o 700 kg/MWh.

Enspirion jest agregatorem i dostawcą mocy energii elektrycznej dla Polskich Sieci Elektroenergetycznych. Obecnie agreguje ponad 150 klientów, z którymi razem dba o bezpieczeństwo systemu. W 52 obiektach zarządza 1355 PPE na ponad 500 obiektach zlokalizowanych w całej Polsce. Moc u klientów wynosi ponad 1,3 GW.

– W ramach realizacji obowiązku mocowego w Rynku Mocy w latach 2021 – 2023 klienci Enspirion zrealizowali 72 wezwania, w tym testy redukcji zapotrzebowania, testowe okresy przywołania oraz okresów przywołania – mówił prelegent. – Średni poziom realizacji naszych obowiązków mocowych to 154 %. Optymalizacja poziomu mocy zagregowanej w jednostkach Enspirion pozwala na zwiększenie bezpieczeństwa realizacji obowiązku mocowego. Korzyści z realizacji usług elastyczności z Enspirion są spore. Wykorzystanie potencjału elastyczności zapotrzebowania na energię pozwoli na uzyskanie przychodu do 350 tys. zł/rok za każdy MW, bez ponoszenia kosztów inicjacji usługi. Biznes opieramy na kontraktach z pięcioletnim wyprzedzeniem i proponujemy partnerom konkretne stawki do 2028 roku.

Prelegent omówił proces redukcji przez ograniczenie poboru energii elektrycznej z sieci przez nieprzerwany okres 1 godziny. Wartość redukcji wyliczana jest jako różnica wartości profilu bazowego po korekcie oraz poboru energii elektrycznej z sieci w czasie godziny redukcji. Różnica ta nie może być mniejsza niż wartość zadeklarowana w Umowie Mocowej.

Niewykorzystany potencjał produkcji energii elektrycznej z OZE powoduje wzrost emisyjności polskiej gospodarki. Przesunięcie zapotrzebowania z godzin o niskiej generacji z OZE na godziny o znaczącym udziale tych źródeł w miksie może spowodować ograniczenie emisji o ok. 700 kg/MWh.

– Udział w innowacyjnej usłudze DSR jest dowodem świadomości energetycznej przedsiębiorstwa – przekonywał prelegent. – Dostosowanie poboru energii elektrycznej do sytuacji w Krajowym Systemie korzystnie wpływa na ocenę w obszarze ESG. Służy temu też mądre zarzadzanie energią w firmie przez system zdalnego pomiaru energii ENFLOW. – Jest to innowacyjne rozwiązanie, które pozwala na żywo śledzić zużycie energii i podpowiada co robić, by można było płacić za nią jak najmniej.

Jakie wybrać instalacje?

Warunkiem efektywnego zarządzania energią i możliwie taniej produkcji jest posiadanie odpowiednich instalacji wytwórczych. Możliwości w tym zakresie przedstawił Ireneusz Suszyna, Area Sales Manager VECOPLAN Poland, przedstawiając produkcję z paliw RDF dla sektora energetyki cieplnej z wykorzystaniem technologii firmy VECOPLAN. Dostarcza ona branży urządzenia do produkcji, transportu i magazynowania biomasy, które prelegent przedstawił zainteresowanym.

Podobny charakter miała prezentacja Victora Rodriquez, dyrektora sprzedaży APISA by Tornum, firmy specjalizującej się w technologiach procesu suszenia biomasy. Zainstalowała wiele takich oryginalnych instalacji w różnych regionach świata, pozwalających na ekonomiczne suszenie różnych produktów do energetycznego wykorzystania.

Korzystne przekształcanie RDF

Interesujące Forum kończyły trzy prezentacje poświęcone wykorzystaniu nowych technologii w krajowych zakładach ciepłowniczych oraz w firmie SYLVA, która stała się samowystarczalne energetycznie.

Status projektu budowy Zakładu Odzysku Energii w Łodzi  przedstawił Andrzej Piotrowski, dyrektor ds. rozwoju Linia Biznesowa Odpady w Veolia Energia Polska SA.

– Choć w marcu wycofano się w kraju z realizacji trzech spalarni odpadów komunalnych, metodą termicznego przekształcania odpadów, to Veolia Energia Polska realizuje plan wybudowania Zakładu Odzysku Energii w Łodzi – zaczął Andrzej Piotrowski. – Mamy w Łodzi dwie elektrociepłownie o mocy cieplnej 1624 MW i elektrycznej – 43 MW. Zaopatrujemy 60  proc. odbiorców zasilanych ciepłem systemowym z sieci o długości ponad 860 km i z ponad 10 000 obsługiwanych węzłów cieplnych. Spalamy 300 000 ton biomasy RDF i teraz chcemy uruchomić ZOE z magazynem ciepła, blokiem gazowym i odzyskiem ciepła ze spalin, żeby odejść od węgla.

Zakład Odzysku  Energii w Łodzi jest już zaprojektowany. Będzie komin o wysokości 50 m oraz wysoki budynek z zielonym dachem i ogrodem deszczowym. Łącznie 5 TIR -ów będzie mogło jednocześnie w hali manewrować, żeby spuszczać paliwo do bunkra.

Zakład będzie przetwarzał 200 000 ton odpadów  na dwóch liniach. Temperatura spalania – 850 st. C. Zamierza się zainwestować w wychwyt CO₂ – 30-40 tys. ton,  Planuje się wytwarzanie ciepła w ilości 1700 000 GJ/rok i energii elektrycznej w ilości do 150 000 MWh/rok.

Procedura przygotowania inwestycji trwa od 2020 roku, a inwestor przechodzi typowe „schody”, uzyskując decyzję prezydenta miasta Łodzi – pozwolenie na  budowę ZOE, odrzucenie przez Wojewodę Łódzkiego odwołań organizacji społecznych, wybór wykonawcy w aukcji elektronicznej, co zaskutkowało obniżeniem ceny realizacji zadania o 30 proc. oraz pozyskaniem finansowania. Trwają obecnie przygotowania do budowy ZOE zgodnie z założonym harmonogramem, bowiem rozstrzygnięta została procedura wyłonienia generalnego wykonawcy inwestycji oraz podpisanie umowy EPC. Wykonawca będzie Doosan Enerbility. Budowa ma potrwać 39 miesięcy, a rozruch w I kwartale 2027 roku.

– Realizujemy zadanie, bo uważamy, że w miastach bez takich inwestycji mieszkańców czekają duże podwyżki za odbiór i zagospodarowaniem RDF – podsumował prelegent.

Stopniowa transformacja

-Też chcieliśmy przetwarzać RDF, ale póki co, wycofaliśmy się z takiej inwestycji i stworzyliśmy własną drogę transformacji cieplnej, czyli zastępowaniu miału węglowego biomasą, jako paliwem do produkcji ciepła – stwierdził Jarosław Grobelny, prezes PEC Gniezno. – Żeby stać się systemem efektywnym do końca 2025 r musimy postawić na biomasę. Już  50 proc. ciepła wytwarza się z biomasy, głównie z  PKS i peletów. Z dniem 29 lutego 2024 roku, Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej w Gnieźnie osiągnęło status efektywnego systemu ciepłowniczego, co zostało potwierdzone certyfikatem wydanym przez TUV SUD Polska. W okresie od marca 2023 roku do końca lutego 2024 roku wyprodukowano  ponad 200 tys. GJ, głównie z peletu drzewnego posiadającego certyfikat KZR.

– W oczekiwaniu na możliwość przyjęcia docelowych kierunków transformacji energetycznej poszukiwaliśmy rozwiązań, które pozwolą osiągnąć Przedsiębiorstwu Energetyki Cieplnej w Gnieźnie status efektywnego systemu ciepłowniczego, przy wykorzystaniu posiadanego potencjału wytwarzania ciepła – mówił dyrektor. – Postanowiono przeanalizować możliwość zastosowania biomasy, jako paliwa do wytwarzania ciepła, które uważane jest jako bezemisyjne, czyli nie powodujące w określonych warunkach konieczności umarzania uprawnień do emisji CO₂. Dysponując wyłącznie kotłami WR, które są przeznaczone do wytwarzania ciepła z miału węglowego, o preferowanej wartości opałowej około 23 GJ/Mg, zastąpienie miału węglowego biomasą nie było działaniem oczywistym i wymagało wielokierunkowych analiz, w tym w zakresie dostaw i transportu wewnątrz biomasy. Zastępowanie miału węglowego biomasą w przypadku Ciepłowni C13 trwa już od marca 2023 r., od kiedy prowadzone są testy z różnymi rodzajami biomasy. Poza peletem drzewnym, testowane były surowe odpady tartaczne, odpady produkcyjne z zakładów drzewnych, brykiety drzewne, brykiety ze słomy oraz PKS. Analizowany był proces spalania i jego efektywność, sprawność oraz kwestie logistyczne zarówno w zakresie dostaw, jak i transportu wewnątrz zakładu. Na tej podstawie podjęto decyzję, że do produkcji ciepła systemowego w okresie poprzedzającym pełną transformację energetyczną wykorzystywana będzie biomasa w postaci peletu drzewnego lub PKS, spełniająca kryteria zrównoważonego rozwoju. Ma to zagwarantować odbiorcom ciepła systemowego stabilną i możliwie najniższą cenę pozbawioną wpływu konieczności umarzania  uprawnień do emisji CO₂, których ceny wzrastają i są trudne do przewidzenia.

Zastąpienie miału węglowego biomasą, szczególnie w postaci biomasy będącej peletem drzewnym stanowiło wyzwanie nie tylko w zakresie prowadzenia procesu spalania, ale także w zakresie transportu biomasy do zasobników przykotłowych. Magazynowanie biomasy w postaci przemysłowego peletu drzewnego, wiąże się przede wszystkim z utratą jej właściwości mechanicznych oraz obniżeniem wartości opałowej. W przypadku transportu przemysłowego peletu drzewnego systemem otwartych taśmociągów, dedykowanych do podawania miału węglowego, występuje niekorzystane zjawisko pylenia. Dlatego też zamontowano system odciągów, które minimalizują zapylenie w hali podawania opału. Zastosowano także zabezpieczenia, aby zapobiec potencjalnemu cofaniu się ognia do zasobników przykotłowych. Takie rozwiązanie generuje najniższe koszty ograniczenia używania miału węglowego do produkcji ciepła systemowego w okresie przejściowym.

– Ograniczenie kosztów produkcji ciepła systemowego jest dla nas jednym z niezmiernie ważnych priorytetów, gdyż cały czas dążymy do tego, żeby zapewnienie komfortu cieplnego mieszkańcom Gniezna było jak najtańsze a tym samym obciążenie budżetów domowych możliwie jak najmniejsze – przyznał dyrektor. – W wyniku spalania biomasy powstają fitopopioły lotne, które można poddać odzyskowi w procesie R10, w kierunku rolniczym lub leśnym. Możliwe jest ich przetwarzanie w instalacjach lub urządzeniach spełniających odpowiednie warunki określone w ustawie o odpadach. Możliwe jest także bezpośrednie wykorzystanie popiołu jako nawozu, bo prace naukowe dowodzą, że wprowadzenie fitopopiołów do gleby daje pozytywne efekty. Pozwala między innymi na dostarczenie łatwo rozpuszczalnego wapnia, który tą drogą jako CaO reguluje odczyn gleb kwaśnych.

Samowystarczalność z pozostałości poprodukcyjnych

Inne potrzeby i stąd inne możliwości wykorzystała firma SYLVA z Wiele na Kaszubach. Doświadczenia w wytwarzaniu ciepła i energii elektrycznej na potrzeby procesów produkcyjnych z własnego produktu ubocznego przedstawił Romuald Grzelczak, dyrektor działu energii SYLVA. Jest to firma drzewna należąca do francuskiej Grupy Piveteaubois, realizująca procesy przetarcia 300 000 m3 rocznie. Powstaje w tym procesie kora, zrębka, zrzyny, z których wykonuje się przez mielenie miks energetyczny zasilający biomasę. Procesy wytwarzania energii cieplnej i elektrycznej realizowane są w kotle wodnym o mocy 8 MWt firmy VYNCKE, podobnie jak kogenerację na poziomie 13,6 MWt i 5 MWe. Są to nowe inwestycje z instalacją wysokosprawnej kogeneracji opalanej biomasą. Uruchomienie kogeneracji nastąpiło w sierpniu 2022 r.

Obecnie 1300 ton/h wody o temp 90 st. C  wykorzystywane jest do suszarni trocin i drewna, zapewniając stabilność produkcji, a 4,9 Mwe/h pokrywa całe zapotrzebowanie firmy oraz pozwala na sprzedaż ok. 10 000 MW do sieci rocznie

– Produkujemy ciepło i prąd wyłącznie z paliw odnawialnych, a całość produktu ubocznego ze spalania – żużel i popiół jest wykorzystana przy produkcji rolniczej – podkreślał Romuald Grzelczak. – Korzyści wynikające z inwestycji to produkcja 300 ton dziennie peletu najwyższej jakości, stabilna temperatura wody sieciowej oraz efektywny system suszarni Dryer One. Jesteśmy niezależni energetycznie do tego stopnia, że w przypadku braku prądu sieciowego, mamy swoje ciepło i własny prąd. To wszystko oznacza, że nasi kontrahenci mają zapewnione dostawy peletu przez cały rok. Potencjał produkcyjny  wynosi 130 000 ton peletu, który jest automatycznie pakowany w worki o pojemności 15 kg w ilości 360T/dobę.

– Mamy własne laboratorium badawcze i stała kontrola jakości peletu na przenośnikach – podkreślił prelegent. – wykorzystujemy tylko sortowaną czystą trocinę sosnową, a inna trafia do spalania. Mamy nie tylko nowoczesny proces produkcyjny peletu, ale bardzo efektywny, a energia w 100 % pochodzi z odnawialnych źródeł. Certyfikaty DIN+,KZR, FSC, PEFC, DOBRY PELLET-GOLD są potwierdzeniem jakości wynikającej z 30 letniego doświadczenie produkcyjnego. Ale najważniejszym osiągnięciem jest bardzo dobra opinia wśród użytkowników peletu oraz producentów kotłów na pelet. Wydaliśmy na te inwestycje 200 mln zł., w tym 50 mln ze środków pomocowych.

Poznanie historii i aktualnych wyzwań

Tradycją Forum jest poświęcanie drugiego dnia spotkania na zwiedzanie oraz warsztaty. Tym razem można było poznać historyczne podziemia centrum Krakowa oraz posłuchać Delfiny Rogowskiej z KZR INiG System, która przybliżała założenia systemu bilansu masy System jest zbiorem zapisów i danych, zapewniającym identyfikowalność, począwszy od miejsca pochodzenia do zużycia. Zapewnia nadzór nad ilościami biomasy przepływającymi przez łańcuch dostaw biopaliw, biopłynów lub paliw z biomasy. Charakterystyka KZR musi być przekazywana w dół łańcucha dostaw, wraz z innymi informacjami niezbędnymi do zapewnienia identyfikowalności. System bilansu masy powinien zawierać informacje na temat zrównoważonego rozwoju i charakterystyki emisji gazów cieplarnianych oraz ilości surowców i paliw, w tym informacje na temat ilości surowców i paliw, dla których nie określono zrównoważonego rozwoju ani charakterystyki emisji gazów cieplarnianych. Odpowiedni okres na przeprowadzenie bilansu masy wynosi 12 miesięcy dla producentów biomasy rolnej i leśnej oraz pierwszych punktów skupu pozyskujących wyłącznie biomasę rolną i leśną oraz 3 miesiące dla wszystkich innych podmiotów gospodarczych. Na koniec okresu bilansu masy przekazane dane dotyczące zrównoważonego rozwoju powinny być równoważne fizycznym zapasom w kontenerze, zakładzie przetwórczym lub logistycznym, infrastrukturze przesyłowej i dystrybucyjnej lub miejscu.

W drugiej części warsztatów dr inż. Ilona Olsztyńska z SGS Polska przybliżyła aktualne wyzwania dotyczące certyfikacji KZR dla biomasy i paliw alternatywnych, odpadów. Zakres przekazywanej wiedzy był bardzo szeroki i kompetentnie wyłożony.

Współpraca producentów z SGS czy z KZR INiG ułatwi procesy certyfikacji paliw z biomasy oraz wytwórców ciepła i energii, którzy na kolejnym Forum organizowanym przez powermeetings.eu będą mogli spotkać się jesienią tego roku. Organizatorzy zapewniają przygotowanie równie atrakcyjnego programu.

Pierwsza część relacji znajduje się pod linkiem: https://powermeetings.eu/wielokierunkowe-spojrzenie-na-dekarbonizacje-cieplownictwa-i-przemyslu-relacja-z-forum-biomasy-rdf-krakow-2024/

Partnerem Strategicznym Forum była firma SGS Polska a Partnerem Głównym była firma Javelin Global Commodities. Patronat Wspierający sprawowało Polskie Towarzystwo Elektrociepłowni Zawodowych oraz Polska Izba Gospodarcza Przemysłu Drzewnego, a Partnerami Forum były firmy: Instytut Nafty i Gazu – PIB, CM Biomass, Metropolis, Baltpool, Vecoplan, Apisa by TORNUM, ARP Energia, Enspirion. We współpracę w tworzeniu wydarzenia zaangażowane były również firmy: Przedstawicielstwa w Polsce PWP, NETECS, Bioeko Grupa TAURON, Veolia Energia Polska, PEC Gniezno, Biomasa Partner Group, Instal Filter, HSW Group, EP Resources, InnoEko, inno4wood, Inno Sped, Bureau Veritas, Energika, Nawrocki Technologie Granulowania, Brüning Group, G7 Group, Ferro Carbo, Green Wood Resources, CEDR Energo, OT Logistics oraz Railcon Hots.

Dziękujemy wszystkim Prelegentom, Partnerom i Uczestnikom Forum za tak liczne przybycie, super atmosferę oraz mnóstwo pozytywnych opinii. Bardzo ważne jest dla nas Wasze zaufanie dzięki, któremu wybieracie udział w każdej, kolejnej edycji Forum co napędza nas do działania już od ponad 2️⃣0️⃣ lat💥 Jesteście najlepsi 🙂

RELACJA WIDEO 🌞

Pełna relacja foto i wideo znajduje się pod linkiem:

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

Z roku na rok rozmowy z Wami utwierdzają nas w przekonaniu, że nasze wydarzenia już na stałe wpisały się w Wasze kalendarze i są nie tylko najważniejszym, ale także obowiązkowym miejscem spotkań całej branży – a nasza praca poprzez integrację rynku przynosi same pozytywne efekty biznesowe – zatem do zobaczenia na kolejnej edycji❗

13 wiosenne Forum Biomasy i Paliw Alternatywnych w Ciepłownictwie, Energetyce i Przemyśle za nami
– i co dalej???

Uczestnictwo ponad 250 osób potwierdziło wielowymiarową wartość tego spotkania, zarówno merytoryczną, networkingową, ale przede wszystkim biznesową. Kolejna edycja tym razem jesienna – Forum Biomasy i RDF odbędzie się 24-25 października 2024.

Szczegóły na www: https://powermeetings.eu/forum-technologi-w-cieplownictwie-energetyce-spalanie-biomasy/

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

Ale zapamiętaj też i jeszcze dziś zapisz w kalendarzu datę kolejnej 14 edycji wiosennego Forum Biomasy i RDF w Ciepłownictwie, Energetyce i Przemyśle 🔜27-28 marca 2025👍

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

Do zobaczenia ❗

Masz pytania o kolejne edycje Forum? Zapraszam do kontaktu:

Jola Szczepaniak

powermeetings.eu
kom.: +48 505 659 477

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

Co jeszcze organizujemy w najbliższym czasie?

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

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

Ciepłownictwo wobec Fit for 55

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

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

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

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

Co jest i co nas czeka?

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

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

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

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

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

Finansowanie inwestycji

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

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

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

Dostępność surowców opałowych

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

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

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

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

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

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

Jakie trendy na rynku?

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

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

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

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

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

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

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

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

Druga część relacji znajduje się pod linkiem: https://powermeetings.eu/efektywne-zarzadzanie-energia-technologie-wytwarzanie-energii-biomasa-paliwa-alternatywne-relacja-z-forum-biomasy-rdf-krakow-2024/

RELACJA WIDEO 🌞

Pełna relacja foto i wideo znajduje się na www:

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

Partnerem Strategicznym Forum była firma SGS Polska a Partnerem Głównym  była firma Javelin Global Commodities. Patronat Wspierający sprawowało Polskie Towarzystwo Elektrociepłowni Zawodowych oraz Polska Izba Gospodarcza Przemysłu Drzewnego, a Partnerami Forum były firmy: Instytut Nafty i Gazu – PIB, CM Biomass, Metropolis, Baltpool, Vecoplan, Apisa by TORNUM, ARP Energia, Enspirion. We współpracę w tworzeniu wydarzenia zaangażowane były również firmy: Przedstawicielstwa w Polsce PWP, NETECS, Bioeko Grupa TAURON, Veolia Energia Polska, PEC Gniezno, Biomasa Partner Group, Instal Filter, HSW Group, EP Resources, InnoEko, inno4wood, Inno Sped, Bureau Veritas, Energika, Nawrocki Technologie Granulowania, Brüning Group, G7 Group, Ferro Carbo, Green Wood Resources, CEDR Energo, OT Logistics oraz Railcon Hots.

Dziękujemy wszystkim Prelegentom, Partnerom i Uczestnikom Forum za tak liczne przybycie, super atmosferę oraz mnóstwo pozytywnych opinii. Bardzo ważne jest dla nas Wasze zaufanie dzięki, któremu wybieracie udział w każdej, kolejnej edycji Forum co napędza nas do działania już od ponad 2️⃣0️⃣ lat💥 Jesteście najlepsi 🙂

Uczestnictwo ponad 250 osób potwierdziło wielowymiarową wartość tego spotkania, zarówno merytoryczną, networkingową, ale przede wszystkim biznesową. Z roku na rok rozmowy z Wami utwierdzają nas w przekonaniu, że nasze wydarzenia już na stałe wpisały się w Wasze kalendarze i są nie tylko najważniejszym, ale także obowiązkowym miejscem spotkań całej branży – a nasza praca poprzez integrację rynku przynosi same pozytywne efekty biznesowe – zatem do zobaczenia na kolejnej edycji❗

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

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

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

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

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

Do zobaczenia ❗

Masz pytania o kolejne edycje Forum? Zapraszam do kontaktu:

Jola Szczepaniak

powermeetings.eu
kom.: +48 505 659 477

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

Co jeszcze organizujemy w najbliższym czasie?