Krzysztof Tchórzewski, minister energii, powiedział, że planowany blok 1000 MW w Elektrowni Ostrołęka będzie ostatnią inwestycją węglową w polskiej energetyce. Przypomniał, że rozważana jest także budowa przez grupę Enea bloku ze zgazowaniem węgla. To pierwsza publiczna i jasna deklaracja ze strony rządowej mówiąca, że czas energetyki węglowej w Polsce zbliża się do końca.
1 września Enea Wytwarzanie przeprowadziła pierwszą synchronizację bloku o mocy 1075 MW z Krajowym Systemem Elektroenergetycznym. Synchronizacja przebiegła zgodnie z założonym harmonogramem.
Blok 11 pracuje zgodnie z przyjętym planem produkcji. Kolejne etapy to prace regulacyjne i optymalizacyjne związane z pracą bloku.
Synchronizacja bloku 1075 MW z Krajowym Systemem Elektroenergetycznym (KSE) polega na synchronicznym załączeniu generatora do pracy z siecią elektroenergetyczną. Przed przystąpieniem do synchronizacji konieczne było uruchomienie wszystkich układów technologicznych – prace te prowadzone były przez ostatnie kilka miesięcy.
– Pierwsza synchronizacja nowego bloku 1075 MW w Elektrowni Kozienice to wielki sukces wszystkich osób zaangażowanych w projekt. Po udanej próbie ciśnieniowej kotła, był to drugi ważny sprawdzian naszej nowej jednostki wytwórczej – powiedział Mirosław Kowalik, prezes Enei.
– Jesteśmy krok od zakończenia najważniejszej inwestycji Grupy Enea i jednego z najważniejszych projektów w historii polskiej energetyki. Nowy blok Elektrowni Kozienice stanie się ważnym filarem bezpieczeństwa energetycznego naszego kraju i jednocześnie będzie jednym z najsprawniejszych obiektów tego typu na świecie – dodał prezes Kowalik.
– Pierwsza synchronizacja bloku jest zwieńczeniem ciężkiej pracy kilku tysięcy osób pracujących przy tej inwestycji. Udana synchronizacja potwierdza, że blok został należycie wybudowany – powiedział Krzysztof Figat, prezes Enei Wytwarzanie. – Blok jest największą inwestycją od czasu wybudowania naszej elektrowni i daje nam perspektywę istnienia w tej lokalizacji na długie lata. Jednocześnie blok ten jest największą tego typu jednostką energetyczną na świecie. Jesteśmy dumni, że powstał w Kozienicach – dodał prezes Figat.
Nowy blok nr 11 elektrowni w Kozienicach to kluczowa inwestycja dla Grupy Enea, jak również dla całej polskiej energetyki. Wyróżnikiem projektu jest zastosowaniem najnowocześniejszych rozwiązań technicznych w zakresie kotła, turbiny oraz ochrony środowiska. Dzięki wysokiej sprawności wytwarzania energii elektrycznej na poziomie 45,6 proc. oraz dużej dyspozycyjności na poziomie ponad 92 proc., będzie to największa i jednocześnie najsprawniejsza jednostka wytwórcza opalana węglem kamiennym w historii krajowej energetyki.
Blok nr 11 zwiększy moc wytwórczą Elektrowni Kozienice w Świerżach Górnych do poziomu 4 tys. MW, co pozwoli Enei Wytwarzanie osiągnąć 13 proc. udział w rynku produkcji energii elektrycznej.
Źródło info i foto: https://media.enea.pl/pr/367690/pierwsza-synchronizacja-nowego-bloku-enei-w-elektrowni-kozienice-zakon
Komitet Inwestycyjny Grupy PGE wydał rekomendację w zakresie paliwa i technologii dla nowego bloku energetycznego w Elektrowni Dolna Odra. Ze względu na uwarunkowania ekonomiczne oraz specyficzną lokalizację elektrowni, a także w wyniku zachodzących zmian w otoczeniu rynkowym i regulacyjnym, jako najkorzystniejsze paliwo wskazany został gaz.
Grupa PGE kontynuuje prace zmierzające do budowy nowych mocy w Elektrowni Dolna Odra, będącej częścią Zespołu Elektrowni Dolna Odra, w województwie zachodniopomorskim. 30 sierpnia 2017 r. Komitet Inwestycyjny, ciało doradcze zarządu PGE Polskiej Grupy Energetycznej, zarekomendował uruchomienie fazy przygotowania do realizacji nowego bloku w Elektrowni Dolna Odra w oparciu o paliwo gazowe.
Ten etap projektu, zaplanowany do końca II kwartału 2018 r., obejmie opracowanie studium wykonalności inwestycji, a także uruchomienie innych postępowań administracyjnych mających na celu uzyskanie decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach dla tego zadania. Dalszy harmonogram budowy nowego bloku, w tym termin rozpoczęcia i zakończenia inwestycji, będzie znany po zakończeniu tych prac.
W trakcie prac nad studium wykonalności przeprowadzone zostaną pogłębione analizy trzech technologii. Wśród nich są: blok gazowy w cyklu prostym, blok gazowy w cyklu prostym przygotowany do ewentualnej rozbudowy do bloku gazowo-parowego („CCGT ready”) oraz blok gazowo-parowy. Szacowane koszty budowy bloku gazowego o mocy ok. 500 MW, oparte o rynkowe ceny realizowanych obecnie projektów, mieszczą się w przedziale 2-3 mln zł za MW.
Wskazanie przez Komitet Inwestycyjny paliwa gazowego jako wiodącego dla nowego bloku w Elektrowni Dolna Odra oznacza zmianę rekomendacji wydanej w czerwcu 2017 r. Wówczas pozytywnie zaopiniowana została budowa nowych mocy opartych na węglu kamiennym.
Ze względu na specyficzne uwarunkowania lokalizacyjne Elektrowni Dolna Odra, położonej w rejonie charakteryzującym się dużym zapotrzebowaniem na moce bilansujące system elektroenergetyczny, nowa jednostka powinna charakteryzować się wysoką elastycznością pracy. Konsultacje z Polskimi Sieciami Elektroenergetycznymi wykazały, że blok gazowy jest w stanie spełnić te wymagania.
Na korzyść technologii gazowej w Elektrowni Dolna Odra przemawiają również aktualne uwarunkowania rynkowe i regulacyjne polityki klimatyczno-energetycznej Unii Europejskiej, które pociągają za sobą konieczność elastycznego podejścia do zarządzania ryzykiem w tego typu projektach, w tym szczególnie ryzykiem regulacyjnym. Możliwe wprowadzenie limitów emisyjnych dla technologii konwencjonalnych, w połączeniu z postępującą rewizją systemu handlu uprawnieniami do emisji CO2, która może podnieść koszty wytwarzania energii elektrycznej, stanowią istotne ryzyka w obszarze regulacyjnym.
Wśród przesłanek czyniących atrakcyjnymi inwestycyjnie źródła gazowe, znajduje się również zauważalny postęp prac zmierzających do rozwoju rynku i poprawy bezpieczeństwa dostaw gazu w Polsce, m.in. poprzez budowę nowych interkonektorów, rozwój importu LNG, czy projekt Baltic Pipe, polegający na budowie rurociągu dostarczającego do Polski gaz ze złóż norweskich.
Zgodnie ze strategią biznesową, Grupa PGE podchodzi do planów rozwoju nowych mocy wytwórczych w sposób elastyczny, mając każdorazowo na celu podjęcie najkorzystniejszej decyzji pod względem ekonomicznym, technicznym, a także uwzględniającej specyficzną lokalizację poszczególnych aktywów. Zdając sobie sprawę ze swojego wpływu na otoczenie, Grupa PGE bierze także pod uwagę dywersyfikację źródeł wytwarzania, obecnie opartych na węglu brunatnym i kamiennym.
Źródło info i foto: https://www.gkpge.pl/biuro-prasowe/Komunikaty-prasowe/Korporacyjne/Blok-gazowy-wiodacym-wariantem-dla-nowych-mocy-w-Elektrowni-Dolna-Odra
Resort energii zakłada, że nowy system wsparcia dla kogeneracji oprze się na premiach dopłacanych do cen energii elektrycznej. Z przedstawionych założeń wynika, że dla istniejących instalacji premie będą ustalane przez Ministerstwo Energii, dla nowych – na aukcjach.
Ministerstwo Energii opublikowało 30 sierpnia br. założenia dla nowego systemu wsparcia. Oddzielnie mają w nim zostać potraktowane instalacje CHP istniejące, nowe oraz małe, poniżej 1 MW.
Dla instalacji istniejących system wsparcia oparty będzie o formułę premii dopłacanej do ceny energii elektrycznej. Wparcie dostaną wszystkie instalacje i będzie ono odpowiadało różnicy między ich kosztami wytwarzania energii elektrycznej, a jej rynkową ceną. ME zwraca uwagę, że mechanizm ten eliminuje ryzyko, iż dana instalacja nie wygra aukcji, co w praktyce oznaczałoby zatrzymanie produkcji.
Wysokość premii referencyjnej ustalana będzie corocznie przez ministra energii. Przy czym możliwe jest, że premia będzie równa zeru, jeżeli w danym roku dana instalacja radzi sobie na rynku sama. Instalacje zostaną podzielone na koszyki grupujące źródła o porównywalnych parametrach ekonomicznych.
Natomiast system wsparcia dla nowych instalacji będzie się opierał o aukcje w typowej formule „pay as bid”. Każdy inwestor przedstawiać będzie jedną ofertę oczekiwanej wysokości premii, dopłacanej do wytworzonej energii elektrycznej. Wygrywać będą oferty o najniższych cenach ofertowych. Jak podkreśla ME, takie rozwiązanie promuje wyłącznie najbardziej efektywne technologie oraz lokalizacje, przy jednoczesnej minimalizacji kosztów systemu. Wsparcie będzie przyznawane na 15 lat.
Dodatkowo pojawić się ma mechanizm odrzucania określonego procentu ofert aukcyjnych w sytuacji, gdy podaż projektów będzie mniejsza niż dostępna w ramach aukcji pula energii elektrycznej. Dzięki temu ograniczona zostanie możliwość uzyskania nadmiernego wsparcia w sytuacji niewystarczającej podaży. Aukcje poprzedzać będzie proces prekwalifikacji, czyli weryfikacja zamierzeń inwestycyjnych z punktu widzenia gotowości oraz możliwości realizacji.
Więcej na ten temat: http://www.wnp.pl/wiadomosci/305070.html
Elektrownie i elektrociepłownie czekają kolejne zaostrzenia norm emisyjnych. Ma to związek z przyjętymi w kwietniu br., przez państwa członkowskie Unii Europejskiej, nowymi standardami emisyjnymi BAT (Best Available Techniques), które zaczną obowiązywać od 2021 r. Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej dostosowuje programy wsparcia do zmieniającej się sytuacji na rynku energetyki. Trwa właśnie nabór do programu E-Kumulator.
Ochrona powietrza jest jednym z priorytetów NFOŚiGW i z tego powodu Fundusz od lat konsekwentnie wspiera przedsiębiorców w zakresie ograniczania ich negatywnego wpływu na środowisko oraz dostosowywania ich działalności do zaostrzających się norm i standardów. Aktualnie finansowanie tego obszaru dostępne jest w ramach programu Wsparcie przedsięwzięć w zakresie niskoemisyjnej i zasobooszczędnej gospodarki – Część 1) E-KUMULATOR – Ekologiczny Akumulator dla Przemysłu.
Program, w części dotyczącej ograniczania emisji zanieczyszczeń do atmosfery, stwarza możliwość wsparcia nie tylko dla dużych obiektów spalania (w zakresie dostosowania do wymogów BAT), ale oferuje również atrakcyjne finansowanie dla średnich źródeł spalania objętych przepisami Dyrektywy MCP (Medium Combustion Plants). Oprócz ograniczania emisji, w ramach programu można także finansować projekty prowadzące do zmniejszania zużycia surowców pierwotnych w firmach.
Nabór wniosków do E-Kumulatora w trybie ciągłym trwa od 20 lutego do 20 grudnia 2017 r. Oferowane wsparcie ma przede wszystkim formę preferencyjnych pożyczek od 1 do 200 mln zł, które dla inwestycji związanych z dostosowaniem do Dyrektywy MCP mogą być częściowo umorzone. Pożyczki przyznawane będą maksymalnie na 15 lat, a ich oprocentowanie wynosi WIBOR 3M + 50 pb (nie mniej niż 2%). Dostępne są również pożyczki na warunkach rynkowych, dzięki czemu w takiej sytuacji finansowanie nie stanowi pomocy publicznej. Całkowity budżet programu to 2,5 mld zł.
Szczegóły naboru do programu priorytetowego NFOŚiGW E-Kumulator:
Zespół powermeetings.eu przypomina natomiast, że 17 października br. odbędzie się drugie z cyklu seminarium nt. Konkluzji BAT, poświęcone zagadnieniom związanym z odstępstwami czasowymi i innymi wdrażanymi regulacjami. Zapraszamy do udziału w tym wydarzeniu!
Więcej na ten temat pod tym linkiem: https://powermeetings.eu/szkolenie/konkluzje-bat-odstepstwa-czasowe-i-wdrazanie-regulacji/
Zakład Energetyki Cieplnej z Dzierżoniowa, gmina Daszyna z województwa łódzkiego oraz Zakłady Produkcyjno-Usługowe „Prawda” z Olecka – otrzymały dotychczas największe dotacje w I naborze z unijnego poddziałania 1.6.1 Źródła wysokosprawnej kogeneracji. Na polski rynek, na razie do piętnastu przedsiębiorstw, trafi ponad 120 mln zł. Projekty o łącznej wartości 309 mln zł przyczynią się do wzrostu sprawności energetycznej firm, a tym samym zmniejszenia zanieczyszczeń powietrza. NFOŚiGW przygotowuje umowy dofinansowania na kolejne 174 mln zł.
Dotychczas Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, reprezentowany przez Wiceprezesa Zarządu Artura Michalskiego, podpisał umowy z piętnastoma przedsiębiorstwami, w sumie na siedemnaście projektów, których celem jest rozwój źródeł wysokosprawnej kogeneracji.
Największą dotację, bo ponad 20 mln zł, dostanie Zakład Energetyki Cieplnej z Dzierżoniowa na inwestycję pn. „Budowa instalacji wysokosprawnej kogeneracji opalanej biomasą w ciepłowni przy ulicy Złotej 11 w Dzierżoniowie”. Koszt całego przedsięwzięcia szacowany jest na blisko 29 mln zł.
Równie duże pieniądze – po ponad 19 mln zł – otrzymają: gmina Daszyna z województwa łódzkiego na projekt „Elektrociepłownia opalana słomą Daszyna” o wartości 44 mln zł oraz Zakłady Produkcyjno-Usługowe „Prawda” z Olecka na przedsięwzięcie „Budowa elektrociepłowni biomasowej z blokiem ORC w Olecku” z budżetem 45,5 mln zł.
Oprócz tego Komunalnemu Przedsiębiorstwu Energetyki Cieplnej z kujawsko-pomorskiego przyznano dotacje na dwa projekty. Pierwszy z nich o wartości 23 mln zł, pn. „Promowanie wykorzystania wysokosprawnej kogeneracji ciepła i energii elektrycznej poprzez budowę źródła ciepła pracującego w wysokosprawnej kogeneracji zasilanego gazem ziemnym na terenie Ciepłowni Szubin, Nakło nad Notecią i Osowa Góra” – otrzyma 8,5 mln zł dotacji. Drugi, szacowany na 15 mln zł, pn. „Promowanie wykorzystania wysokosprawnej kogeneracji ciepła i energii elektrycznej poprzez budowę źródła ciepła pracującego w wysokosprawnej kogeneracji zasilanego gazem ziemnym na terenie Ciepłowni Solec Kujawski i Koronowo” – uzyska 5,7 mln zł wsparcia.
Również dwie inwestycje ECO Kogeneracji zakwalifikowały się do dofinansowania. Spółka wybuduje dwa źródła wysokosprawnej kogeneracji: w Tarnobrzegu za 19 mln zł (w tym 7,5 mln zł z Unii Europejskiej) oraz w Malborku za 15 mln zł (w tym 5,8 mln zł z UE).
Ponadto o poprawę efektywności energetycznej, dzięki unijnemu wsparciu, zadbają: IMA Polska SA (7 mln zł dotacji), Miejskie Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej w Ostródzie (5 mln zł), JMP Flowers Power (4 mln zł), Przedsiębiorstwo Energetyki Cieplnej w Brodnicy (blisko 4 mln zł), Zambrowskie Ciepłownictwo i Wodociągi (3 mln zł), Ekoland (3 mln zł), Okręgowa Spółdzielnia Mleczarska w Piątnicy (2 mln zł), Spółdzielnia Mleczarska Mlekovita (2 mln zł), Werner Kenkel Bochnia (prawie 2 mln zł) oraz ESV Wisłosan (729 tys. zł).
W ramach I naboru z POIiŚ 2014-2020, poddziałanie 1.6.1 Źródła wysokosprawnej kogeneracji, który NFOŚiGW przeprowadził w terminie od 30 czerwca do 30 września 2016 r., wpłynęło 49 wniosków o dofinansowanie na łączną kwotę 722 mln zł, przy czym ich całkowity budżet szacowany był na 2 267 mln zł. W wyniku oceny formalnej pozostało 48 wniosków, a po weryfikacji merytorycznej – do dofinansowania rekomendowano 28 projektów, których wartość wyniosła 1 008 mln zł, w tym bezzwrotna dotacja to kwota 294 mln zł.
Zgodnie z harmonogramem naborów wniosków o dofinansowanie na 2017 r., ogłaszanym przez Ministerstwo Rozwoju, w III i IV kwartale bieżącego roku planowane są kolejne nabory konkursowe – wówczas do rozdysponowania na polskim rynku łącznie planowane jest 330 mln zł.
Nowelizacja ustawy OZE nie zawiera żadnych dodatkowych przepisów wskazujących podmiot zobowiązany do obliczania i ogłaszania kwoty jednostkowej opłaty zastępczej obowiązującej w danym roku. Tym samym, należy uznać, iż każdy podmiot zobowiązany do przedkładania do Prezesa URE świadectw pochodzenia do umorzenia będzie zobowiązany do samodzielnego obliczenia wysokości jednostkowej opłaty zastępczej – wskazuje adwokat Grzegorz Filipowicz, Praktyka Infrastruktury i Energetyki, kancelaria Domański Zakrzewski Palinka.
Więcej na ten temat: http://www.wnp.pl/wiadomosci/304899.html
Zmodernizowana instalacja odsiarczania spalin (IOS) na blokach 5 i 6 w Elektrowni Bełchatów została najwyżej oceniona przez jury oraz internautów i zwyciężyła w XXI edycji ogólnopolskiego konkursu „Modernizacja roku 2016”, w kategorii modernizacje przemysłowo-inżynieryjne.
– Cieszy nas, że projekt, który zrealizowaliśmy uzyskał tak wysoką ocenę – mówi Sławomir Zawada, prezes zarządu PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna. – Modernizacja instalacji wybudowanej w latach 1998-2000 dla bloków 5 i 6 wiązała się z realizacją szerokiego planu proekologicznego prowadzonego przez Elektrownię Bełchatów – prekursora budowy tego typu instalacji w naszym kraju. Celem modernizacji była poprawa jakości powietrza, jak również dostosowanie do nowych, zaostrzonych unijnych wymogów środowiskowych obowiązujących od 1 stycznia 2016 r., wynikających z dyrektywy IED o emisjach przemysłowych. Osiągnęliśmy znakomity efekt ekologiczny zmniejszając zarówno emisję pyłu, związków fluorowych i chlorowych, jak również znacznie redukując w skali roku emisję dwutlenku siarki – podkreśla prezes Sławomir Zawada.
W nagrodzonym projekcie zastosowano nowatorskie rozwiązania, które oprócz efektu ekologicznego pozwoliły ograniczyć nakłady inwestycyjne. Zmodernizowaną instalację rekomendował do konkursu Wojewódzki Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej w Łodzi. Finansowanie inwestycji pochodziło ze środków własnych oraz pożyczki z WFOŚiGW w Łodzi, a także z Norweskiego Mechanizmu Finansowego za pośrednictwem NFOŚiGW w Warszawie. Dostawcą instalacji, jak i generalnym wykonawcą modernizacji była polska firma Rafako z Raciborza.
– PGE GiEK stale realizuje działania związane z ochroną środowiska naturalnego. Polegają one na prowadzeniu inwestycji modernizacyjno-odtworzeniowych, które w konsekwencji znacznie ograniczają emisje przemysłowe. Co istotne, inwestycje te wpływają także na zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego kraju. Zwycięstwo w konkursie oznacza dla nas prestiż i uznanie naszych działań – podkreśla Sławomir Zawada.
Zastosowanie nowatorskich rozwiązań technologicznych, jakość robót i wysokie efekty ekologiczne zdecydowały także o zwycięstwie projektu w plebiscycie, który towarzyszył konkursowi. Na bełchatowską modernizację oddano aż 5181 głosów.
Gala finałowa, kończąca XXI edycję konkursu, odbyła się 24 sierpnia w Sali Wielkiej Zamku Królewskiego w Warszawie. Statuetkę odebrał dyrektor Elektrowni Bełchatów Marek Ciapała oraz dyrektor Departamentu Inwestycji PGE GiEK Marek Wdowiak. Patronat nad konkursem sprawują m.in. Ministerstwo Infrastruktury i Budownictwa, Główny Inspektor Ochrony Środowiska oraz Główny Inspektor Nadzoru Budowalnego.
W rozporządzeniu wskazano również obowiązek na rok 2019, określając go dla energii ze wszystkich źródeł odnawialnych z wyjątkiem biogazowni rolniczych na 18,5 proc, a obowiązek dla energii pochodzącej z biogazowni rolniczych utrzymano na poziomie 0,5 proc.
W 2017 r. jednostkowa opłata zastępcza, po wejściu w życie nowelizacji ustawy o OZE, będzie wynosiła 92,04 zł/MWh (świadectwa zielone) oraz 300,03 zł/MWh (świadectwa błękitne) – informuje URE.
Po upływie 30 dni od dnia ogłoszenia nowelizacji ustawy o OZE, którą prezydent RP podpisał 14 sierpnia br., jednostkowa opłata zastępcza będzie wynosiła 125% rocznej ceny średnioważonej praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia energii z OZE , publikowanej zgodnie z art. 47 ust. 3 pkt 2 ustawy o odnawialnych źródłach energii, jednak nie więcej niż 300,03 zł/MWh.
Regulator wskazuje też, że ze względu na brak możliwości opublikowania zgodnie z art. 47 ust. 3 pkt 2 rocznych cen średnioważonych praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia za rok 2017 – obowiązujących w 2018 r., nie jest możliwe wskazanie obowiązującej wysokości jednostkowych opłat zastępczych w 2018 r.
– Przy założeniu, że wyżej wymienione ceny wyniosłyby w 2018 r. dla świadectw zielonych 33,89 zł/MWh, a dla świadectw błękitnych 340,69 zł/MWh (ceny wyliczone jako średnia arytmetyczna z cen miesięcznych obowiązujących w miesiącach styczeń – sierpień 2017 r.) to wysokość jednostkowych opłat zastępczych w 2018 r. kształtowałaby się na poziomie 42,36 zł/MWh (świadectwa zielone) oraz 300,03 zł/MWh (świadectwa błękitne) – informuje URE.
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.
kom.: +48 603 386 917
NIP: 952-139-65-83
REGON: 363385059
Stronę redaguje: Jolanta Szczepaniak
Kontakt: powermeetings@