„Tankuję raz i jadę 1000 km” – zarzekają się właściciele aut spalinowych. „A ja nie tracę na ładowanie czasu, bo samochód się ładuję, gdy jemy obiad” – odpowiadają im właściciele elektryków. Życie weryfikuje jedne i drugie deklaracje.
Mogliśmy się o tym przekonać w minionym tygodniu, gdy w grupie znajomych pojechaliśmy dwoma samochodami z Warszawy do Ischgl w austriackich Alpach. Podróżowaliśmy dwoma zbliżonymi modelami segmentu D – Teslą Model 3 Long Range RWD (300 KM) oraz Volkswagenem Passatem Variantem 2.0 TSI (190 KM). Samochody były podobnie obciążone, przy czym Tesla sama w sobie jest o 10% (180 kg) cięższa od Passata.
Oba auta jechały generalnie z maksymalnymi możliwymi prędkościami. Tesla potrzebowała na całej trasie w obie strony średnio 17,3 kWh/100 km (18,3 w stronę Alp i 16,3 na powrocie). Do tego trzeba doliczyć kilka procent strat przy ładowaniu, za które na ładowarkach w Polsce (i większości Europy) płaci kierowca, podczas gdy np. na ładowarkach w Niemczech, pokrywa je operator stacji ładowania.
Passat spalił natomiast średnio 7 l/100 km. Z tego w stronę Austrii zużył 7,5 l/100 km, wjeżdżając ze 100 na 1300 m n.p.m., a na powrocie, zjeżdżając w dół, zaledwie 6,5 l/100 km.
Chociaż Passat mógłby rzeczywiście przejechać blisko 1000 km na jednym tankowaniu, to oczywiście w realnej podróży tankowany był znacznie częściej. Jeszcze przed wyjazdem, następnie na ostatniej stacji Orlenu w Polsce (bo za złotówki), w Czechach (przy okazji) i jeszcze przed wjazdem w góry w Austrii (na wszelki wypadek). Na powrocie wystarczyło mu już tylko jedno tankowanie po drodze w Czechach i dopiero ponownie w Warszawie.
Tesla w stronę Austrii jechała z przystankiem w Jeleniej Górze, więc do porównania kosztów jazdy przyjęliśmy trasę w obie strony, ale do porównania czasu przejazdy tylko powrót, gdzie oba auta pokonały niemal identyczną trasę, wyjeżdżając w odstępie 20 minut od siebie. Elektryk został naładowany na powrót niedaleko miejsca noclegu, a następnie trzy razy był doładowywany do ok. 60-70% w trasie. Kierowcy zatrzymywali się cztery razy i tyle samo razy mogliby podpiąć auto do ładowania, ale pierwsze ładowanie odpuścili, aby sprawdzić ile maksymalnie Tesla może przejechać w rzeczywistości bez ładowania (wyszło ok. 500 km).
Ceny tankowanej benzyny wahały się od 6,50 zł w Polsce, przez 7,30 zł w Czechach, po 9,30 zł w Austrii. Średnia ważona cena benzyny (tankowania głównie w Polsce) wyniosła 7,30 zł/l, co przełożyło się na 51 zł/100 km kosztów jazdy. Łączny koszt podróży w obie strony wyniósł 1278 zł, jeszcze bez winiet.
Z kolei Tesla ładowana była na całej trasie wyłącznie z wykorzystaniem karty GreenWay, z abonamentem MAX (100 zł/m-c), który gwarantuje jednakową cenę prądu w całej Europie − taką samą jak w Polsce (1,60 zł na wolniejszych ładowarkach AC i 2,10 zł na najszybszych ładowarkach). Nie była to najtańsza możliwa opcja, bowiem na superchargerach Tesli koszty byłyby niższe (ok. 1,70 zł/kWh), a szybkość ładowania większa (250 kW zamiast 150-190 kW), ale korzystając z GreenWay’a otrzymujemy na koniec miesiąca jedną, polską, fakturę, a stacje ładowania obsługiwane z pomocą karty GreenWay były na naszej trasie w dogodniejszych miejscach. Średnie ważone koszty prądu wyniosły 2 zł/kWh, średnie koszty podróży w obie strony sięgnęły 38 zł/100 km, a na całej trasie wydaliśmy 943 zł.
Tesla na tej trasie, pomimo, że korzystaliśmy głównie z najdroższych ładowarek, okazała się o 35% tańsza od passata.
Czas na to, co najbardziej emocjonuje zwykle kierowców aut spalinowych – łączny czas przejazdu 1250 km. W tej kategorii Passat wypadł aż o 1 godzinę i 20 minut lepiej. Złożyły się na to kilka okoliczności – o jeden przystanek mniej, tylko jedno tankowanie, dwie krótsze przerwy, prawdopodobnie nieco szybsza trasa w jedynym miejscu (na pograniczu austriacko-czeskim), gdzie auta jechały inną drogą oraz wyższa prędkość passata na polskich autostradach i drodze ekspresowej (prawdopodobnie powyżej ograniczeń).
Łączny czas przejazdu passata był więc aż o 10% niższy niż tesli. W przypadku jeszcze dłuższej trasy – np. z Polski do Hiszpanii, różnica mogłaby się zwiększyć do 2-3 godzin. W przypadku krótszych tras różnice mocno się jednak zacierają, co pokazywaliśmy niedawno na trasie Warszawa-Wiedeń (700 km), którą elektryczny Hyundai Ioniq 6 pokonałby w czasie o 20 minut dłuższym od Opla Insigni w dieslu, gdyby nie to, że pasażerowie Insigni zatrzymali się po drodze na obiad i pokonali trasę w rzeczywistości w tempie o 30 min dłuższym od elektryka.
Jednym słowem w miejscu, gdzie praktyka spotyka się z teorią, często okazuje się, że kierowcy elektryków jedzą w trasie trzy obiady, a kierowcy spalinówek tankują auto trzy razy na 1000 km i łączny czas przejazdu wychodzi zupełnie inny niż w opowieściach przy piwie, a całość w 95% przypadków i tak nie ma większego znaczenia.
]]>„Tankuję raz i jadę 1000 km” – zarzekają się właściciele aut spalinowych. „A ja nie tracę na ładowanie czasu, bo samochód się ładuję, gdy jemy obiad” – odpowiadają im właściciele elektryków. Życie weryfikuje jedne i drugie deklaracje.
Mogliśmy się o tym przekonać w minionym tygodniu, gdy w grupie znajomych pojechaliśmy dwoma samochodami z Warszawy do Ischgl w austriackich Alpach. Podróżowaliśmy dwoma zbliżonymi modelami segmentu D – Teslą Model 3 Long Range RWD (300 KM) oraz Volkswagenem Passatem Variantem 2.0 TSI (190 KM). Samochody były podobnie obciążone, przy czym Tesla sama w sobie jest o 10% (180 kg) cięższa od Passata.
Oba auta jechały generalnie z maksymalnymi możliwymi prędkościami. Tesla potrzebowała na całej trasie w obie strony średnio 17,3 kWh/100 km (18,3 w stronę Alp i 16,3 na powrocie). Do tego trzeba doliczyć kilka procent strat przy ładowaniu, za które na ładowarkach w Polsce (i większości Europy) płaci kierowca, podczas gdy np. na ładowarkach w Niemczech, pokrywa je operator stacji ładowania.
Passat spalił natomiast średnio 7 l/100 km. Z tego w stronę Austrii zużył 7,5 l/100 km, wjeżdżając ze 100 na 1300 m n.p.m., a na powrocie, zjeżdżając w dół, zaledwie 6,5 l/100 km.
Chociaż Passat mógłby rzeczywiście przejechać blisko 1000 km na jednym tankowaniu, to oczywiście w realnej podróży tankowany był znacznie częściej. Jeszcze przed wyjazdem, następnie na ostatniej stacji Orlenu w Polsce (bo za złotówki), w Czechach (przy okazji) i jeszcze przed wjazdem w góry w Austrii (na wszelki wypadek). Na powrocie wystarczyło mu już tylko jedno tankowanie po drodze w Czechach i dopiero ponownie w Warszawie.
Tesla w stronę Austrii jechała z przystankiem w Jeleniej Górze, więc do porównania kosztów jazdy przyjęliśmy trasę w obie strony, ale do porównania czasu przejazdy tylko powrót, gdzie oba auta pokonały niemal identyczną trasę, wyjeżdżając w odstępie 20 minut od siebie. Elektryk został naładowany na powrót niedaleko miejsca noclegu, a następnie trzy razy był doładowywany do ok. 60-70% w trasie. Kierowcy zatrzymywali się cztery razy i tyle samo razy mogliby podpiąć auto do ładowania, ale pierwsze ładowanie odpuścili, aby sprawdzić ile maksymalnie Tesla może przejechać w rzeczywistości bez ładowania (wyszło ok. 500 km).
Ceny tankowanej benzyny wahały się od 6,50 zł w Polsce, przez 7,30 zł w Czechach, po 9,30 zł w Austrii. Średnia ważona cena benzyny (tankowania głównie w Polsce) wyniosła 7,30 zł/l, co przełożyło się na 51 zł/100 km kosztów jazdy. Łączny koszt podróży w obie strony wyniósł 1278 zł, jeszcze bez winiet.
Z kolei Tesla ładowana była na całej trasie wyłącznie z wykorzystaniem karty GreenWay, z abonamentem MAX (100 zł/m-c), który gwarantuje jednakową cenę prądu w całej Europie − taką samą jak w Polsce (1,60 zł na wolniejszych ładowarkach AC i 2,10 zł na najszybszych ładowarkach). Nie była to najtańsza możliwa opcja, bowiem na superchargerach Tesli koszty byłyby niższe (ok. 1,70 zł/kWh), a szybkość ładowania większa (250 kW zamiast 150-190 kW), ale korzystając z GreenWay’a otrzymujemy na koniec miesiąca jedną, polską, fakturę, a stacje ładowania obsługiwane z pomocą karty GreenWay były na naszej trasie w dogodniejszych miejscach. Średnie ważone koszty prądu wyniosły 2 zł/kWh, średnie koszty podróży w obie strony sięgnęły 38 zł/100 km, a na całej trasie wydaliśmy 943 zł.
Tesla na tej trasie, pomimo, że korzystaliśmy głównie z najdroższych ładowarek, okazała się o 35% tańsza od passata.
Czas na to, co najbardziej emocjonuje zwykle kierowców aut spalinowych – łączny czas przejazdu 1250 km. W tej kategorii Passat wypadł aż o 1 godzinę i 20 minut lepiej. Złożyły się na to kilka okoliczności – o jeden przystanek mniej, tylko jedno tankowanie, dwie krótsze przerwy, prawdopodobnie nieco szybsza trasa w jedynym miejscu (na pograniczu austriacko-czeskim), gdzie auta jechały inną drogą oraz wyższa prędkość passata na polskich autostradach i drodze ekspresowej (prawdopodobnie powyżej ograniczeń).
Łączny czas przejazdu passata był więc aż o 10% niższy niż tesli. W przypadku jeszcze dłuższej trasy – np. z Polski do Hiszpanii, różnica mogłaby się zwiększyć do 2-3 godzin. W przypadku krótszych tras różnice mocno się jednak zacierają, co pokazywaliśmy niedawno na trasie Warszawa-Wiedeń (700 km), którą elektryczny Hyundai Ioniq 6 pokonałby w czasie o 20 minut dłuższym od Opla Insigni w dieslu, gdyby nie to, że pasażerowie Insigni zatrzymali się po drodze na obiad i pokonali trasę w rzeczywistości w tempie o 30 min dłuższym od elektryka.
Jednym słowem w miejscu, gdzie praktyka spotyka się z teorią, często okazuje się, że kierowcy elektryków jedzą w trasie trzy obiady, a kierowcy spalinówek tankują auto trzy razy na 1000 km i łączny czas przejazdu wychodzi zupełnie inny niż w opowieściach przy piwie, a całość w 95% przypadków i tak nie ma większego znaczenia.
]]>Zgodnie ze zaktualizowaną unijną dyrektywą EED, od 1 stycznia 2028 r. wymóg udziału energii odnawialnej w cieple wprowadzanym do sieci będzie wynosił co najmniej 5 proc., by możliwe było spełnienie kryteriów efektywnego systemu ciepłowniczego
Z biegiem lat kryteria związane z wykorzystaniem OZE, ciepła odpadowego i wysokosprawnej kogeneracji będą stopniowo zaostrzane. Jednocześnie zreformowany system handlu uprawnieniami do emisji CO2 będzie coraz mocniej obciążał emisyjne źródła wytwarzania energii - paliwa kopalne, biomasę, która nie będzie pozyskiwana w sposób zrównoważony, a z czasem prawdopodobnie także odpady komunalne.
Według statystyk prowadzonych przez Urząd Regulacji Energetyki, udział OZE w koncesjonowanym ciepłownictwie (systemy powyżej 5 MW) rośnie, ale dosyć powoli. Zgodnie z ostatnimi dostępnymi danymi, które obejmują 2022 r., źródła odnawialne miały w miksie energetycznym branży udział wynoszący niespełna 13 proc. Dla porównania w 2002 r. było to blisko 3 proc.
Za OZE w ciepłownictwie odpowiada przede wszystkim biomasa, a do tego dochodzi biogaz oraz geotermia. O tej ostatniej pisaliśmy w artykule pt. Geotermia w Polsce powoli wchodzi do systemów ciepłowniczych. Wyzwaniem będzie natomiast elektryfikacja ciepła sieciowego, m.in. dzięki wykorzystaniu wielkoskalowych pomp ciepła.
Zobacz więcej: Pompy ciepła na ratunek ciepłownikom
W ostatnim czasie dobiegły też końca dwa projekty prowadzone przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju: "Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym" w Sokołowie Podlaskim oraz „Ciepłownia Przyszłości, czyli system ciepłowniczy z OZE” w Lidzbarku Warmińskim. Pierwszy z nich dotyczył biogazu, a drugi elektryfikacji. Szerzej o tych inwestycjach pisaliśmy niedawno w artykule pt. Zielone ciepłownictwo bez biomasy. Dwa projekty gotowe i będą następne.
Do projektów z Sokołowa i Lidzbarka odnosiła się również Urszula Zielińska, wiceminister klimatu odpowiedzialna za ciepłownictwo, podczas posiedzenia podkomisji stałej ds. transformacji energetycznej, OZE i energetyki jądrowej, które odbyło się 21 marca. Obrady dotyczyły prac nad aktualizacją dokumentów strategicznych, w tym "Strategii dla ciepłownictwa do 2030 r. z perspektywą do 2040".
- Chcielibyśmy dla ciepłownictwa wyznaczyć ścieżkę transformacji w kierunku wykorzystania OZE bez wchodzenia w gaz - mówiła Zielińska, dodając, że obecnie samorządy są pozostawione same sobie w planowaniu transformacji systemów ciepłowniczych. Jednocześnie wciąż wiele programów wsparcia prowadzonych przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej dotyczy właśnie wykorzystania gazu.
Zielińska informowała, że w ciągu kilku tygodni NFOŚGW powinien ruszyć program „OZE – źródło ciepła dla ciepłownictwa”, który jest finansowany kwotą 2 mld zł z Funduszu Modernizacyjnego. Z tej kwoty 570 mln zł mają stanowić dotacje, a reszta pożyczki. Jego uruchomienie jest wyczekiwane od dawna, a kolejne terminy rozpoczęcia naboru wniosków nie dochodziły do skutku. Możliwe, że wpływ na to miały ostatnie zmiany w zarządzie NFOŚGW, który dopiero w połowie marca w pełni obsadzono.
Program będzie mógł wspierać projekty, z których co najmniej 70 proc. ciepła użytkowego wytworzonego w jednostce OZE w roku kalendarzowym zostanie wprowadzone do publicznej sieci ciepłowniczej. Wsparcie będzie można pozyskać na pompy ciepła, kolektory słoneczne, geotermię oraz magazyny energii i ciepła.
Wiceminister klimatu wskazała, że kolejne programy wsparcia będą dotyczyć przede wszystkim OZE, a przy konstruowaniu Strategii dla ciepłownictwa mają zostać wykorzystane doświadczenia z "bardzo zachęcających" i "robiących wrażenie" projektów NCBR w Lidzbarku i Sokołowie. Zielińska stwierdziła, że tam udało się przeprowadzić transformację, bo był na to odpowiedni plan oraz finansowanie.
To właśnie pieniądze są kluczowe, ponieważ koszty dekarbonizacji ciepłownictwa już od dłuższego czasu są szacowane nie w dziesiątkach, a setkach miliardów złotych. W programach badawczo-rozwojowych, takich jak Lidzbark i Sokołów, NCBR mogło w całości sfinansować projekty. Natomiast w choćby wskazanym wcześniej programie „OZE – źródło ciepła dla ciepłownictwa” bezzwrotne dotacje będą obejmować tylko nieco ponad 1/4 środków z przewidzianych 2 mld zł.
Strategię dla ciepłownictwa resort klimatu ma przygotować do końca 2024 r. Wcześniej mają zostać przedstawione finalne wersje dwóch kluczowych dokumentów, z którymi ciepłownicza strategia ma być spójna, czyli Krajowy Plan na rzecz Energii i Klimatu oraz Polityka Energetyczna Polski do 2040 r. Mają one być gotowe kolejno do końca czerwca oraz września.
Zobacz także: Plan transformacji energetycznej Polski trafił do Brukseli
Strategia dla ciepłownictwa jest zapowiadana już od kilku lat, a jej wstępny projekt do konsultacji publicznych przedstawiono blisko dwa lata temu. Było to parę miesięcy po agresji Rosji na Ukrainę, która mocno zmieniła postrzeganie gazu - również na poziomie polityki Unii Europejskiej.
W projekcie tego nie uwzględniono, więc transformacja sektora mieniła się tam przede wszystkim w błękitnym kolorze. Patrząc na zapowiedzi wiceminister Zielińskiej należy się zatem spodziewać, że teraz resort doda strategii zielonych barw. Terminy związane z efektywnymi systemami ciepłowniczymi są jednak nieubłagane, więc nawet jeśli resort przygotuje ciepłownikom strategię do końca tego roku, to czasu na inwestycje zostanie już niewiele. Dlatego wielu nie czeka już na rządowe dokumenty.
- Widzimy duże zainteresowanie OZE z strony przedsiębiorstw ciepłowniczych. Świadomość nieuchronności transformacji energetycznej wzrosła na tyle, że wiele firm nie odkłada już na później analiz co do możliwych ścieżek dekarbonizacji - chociażby do momentu uruchomienia kolejnych programów wsparcia - wskazuje Mariusz Twardawa, ekspert Instytutu Energetyki Odnawialnej (IEO).
W rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl podkreślił, że odciąganie w czasie przygotowań stwarza dodatkowe ryzyko kumulacji inwestycji w sektorze. To będzie natomiast skutkowało ograniczonym dostępem do wykonawców i dostawców, co z kolei ma wpływ na wzrost kosztów.
Co zatem mają zrobić przedsiębiorstwa ciepłownicze z małych i średnich miast, które stają przed koniecznością dekarbonizacji? Twardawa wyjaśnia, że najpierw powinny dokładnie zdiagnozować stan wyjściowy infrastruktury. Przede wszystkim chodzi o stan techniczny istniejących źródeł wytwórczych oraz sieci, ale również potencjalnie przyłączenia nowych odbiorców.
Wiele systemów ciepłowniczych jest przewymiarowanych w stosunku do obecnych potrzeb, gdyż powstawały w całkowicie odmiennych realiach demograficznych oraz technicznych. Jednocześnie zapotrzebowanie na ciepło spadło m.in. dzięki termomodernizacji oraz modernizacji sieci.
- Fakt, że sieci cieplne są przewymiarowane powoduje, że akumulują znaczne ilości ciepła, stając się również w pewnym sensie magazynem ciepła. Niestety, jeśli są to stare i nieefektywne sieci, powoduje to znaczne straty - podkreśla Twardawa.
Tłumaczy przy tym, że historycznie sieci ciepłownicze w Polsce były projektowane na wysokich parametrach - 130 stopni Celsjusza dla zasilania odbiorców oraz 70 stopni przy powrocie czynnika grzewczego. W magazynach ciepła można osiągnąć temperaturę 90 stopni, więc w nowoczesnych systemach, m.in. w Skandynawii, temperatury w sieciach nierzadko wynoszą 70 stopni lub mniej.
- Z drugiej strony, gdy w 2023 r. badaliśmy wybrane sieci w Polsce, to okazało się, że w wielu lokalizacjach temperatury zasilania nie przekraczały 100 stopni w ciągu całego sezonu grzewczego. Granicą obniżania temperatury w sieci jest więc zapewnienie komfortu cieplnego odbiorcom, a nie historyczne założenia projektowe dla ciepłowni - stwierdza ekspert IEO.
Jak dodaje, ważna jest świadomość lokalnych uwarunkowań, gdyż racjonalne do zagospodarowania mogą być lokalnie dostępne paliwa jak biomasa, biogaz czy odpady komunalne, a przede wszystkim powszechnie dostępne zasoby energii słonecznej i wiatrowej.
Do tego dochodzą źródła ciepła odpadowego, a także już istniejące źródła OZE, posiadane przez inne spółki komunalne. Takie jak przykładowo instalacje fotowoltaiczne, czy biogazownia należąca do przedsiębiorstwa gospodarki odpadami czy miejskich wodociągów i kanalizacji. Mogą one dysponować nadwyżkami produkowanej energii ponad swoje potrzeby własne.
Kluczowa jest także dostępność gruntów, gdyż panele fotowoltaiczne, kolektory słoneczne, a także magazyny ciepła wymagają odpowiedniej powierzchni pod inwestycje.
- Na obecnym etapie rozwoju energetyki odnawialnej firmy ciepłownicze muszą zakładać posiadanie własnych źródeł OZE, gdyż dostępność niezbilansowanego, taniego pasma zielonej energii w sieci jest zbyt mała, aby zaspokoić całkowite zapotrzebowanie. Dlatego budowa magazynów ciepła jest konieczna - zarówno z uwagi na wykorzystanie energii z własnych źródeł, jak i nadwyżek energii z OZE, które okresowo pojawiają się w sieci - zaznacza Twardawa.
- Źródła OZE - fotowoltaiczne lub wiatrowe - nie muszą oczywiście być położone tuż obok istniejącego zakładu ciepłowniczego. Natomiast kolektory słoneczne powinny być ulokowane blisko magazynu ciepła, aby uniknąć konieczności rozbudowy sieci ciepłowniczej, co rodzi kolejne problemy z dostępnością gruntów w terenie miejskim - dodaje.
Po wstępnej diagnozie ciepłownicy powinny dokonać bilansu źródeł istniejących i planowanych pod kątem osiągnięcia wymogów efektywnego systemu ciepłowniczego. Na obecnym etapie transformacji nie jest konieczne całkowite wyeliminowanie istniejących źródeł opartych na paliwach kopalnych.
Oparcie się w 100 proc. na OZE byłoby niemożliwe do udźwignięcia pod względem kosztów, zwłaszcza biorąc pod uwagę ogólną kondycję finansową sektora ciepłowniczego. Poziom 90 proc. energii z OZE do produkcji ciepła, czyli taki jak osiągnięto dzięki NCBR w Lidzbarku i Sokołowie, to obecnie zbyt wysoki cel dla przedsiębiorstw ciepłowniczych.
- Dobry cel na początek to 50 proc. Zwiększanie udziału OZE powinno następować stopniowo wraz z rosnącymi wymaganiami dla efektywnych systemów ciepłowniczych. Wcześniej można przygotować odpowiednie grunty pod kolejne inwestycje w nowe moce wytwórcze - wskazuje Twardawa.
Dodaje przy tym, że z czasem należy też oczekiwać spadku cen technologii, co pozwoli taniej osiągnąć końcowe procenty udziału OZE w produkcji ciepła, które są najdroższe. Natomiast część dotychczasowych źródeł na paliwa kopalne jeszcze przez wiele lat może być potrzebna - nawet przy wysokim udziale OZE - jako źródła szczytowe.
Jednocześnie przedsiębiorstwo ciepłownicze musi też analizować możliwość bilansowania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego.
Posiadanie własnych źródeł OZE będzie pozwalało podejmować decyzje, czy w danym momencie bardziej opłaca się wykorzystać własną energię do ładowania magazynu ciepła, czy do sprzedawania energii na rynku. Z drugiej strony przedsiębiorstwo będzie miało możliwość zagospodarowania tanich nadwyżek zielonej energii, gdy takie będą się pojawiać w KSE.
Inna możliwość dostępna dzięki magazynowi ciepła - jak wyjaśnia ekspert IEO - to wykorzystanie ciepła z kogeneracji. Przedsiębiorstwa ciepłownicze, które produkują energię elektryczną w kogeneracji, zazwyczaj wykorzystują tylko małą część ciepła latem na potrzeby dostarczania ciepłej wody. Wówczas niewykorzystane ciepło może służyć do ładowania magazynu na sezon grzewczy.
- Mając wszelkie potrzebne dane wyjściowe musimy dokonać modelowania pracy systemu ciepłowniczego. W przypadku wykorzystania niestabilnych źródeł OZE wymaga to symulacji godzina po godzinie, gdyż nie możemy sobie pozwolić na brak energii przy braku słońca czy wiatru. Na to należy zwrócić szczególną uwagę na etapie opracowywania studiów wykonalności i projektowania całego systemu ciepłowniczego nowej generacji - podkreśla Twardawa.
- Nie są to proste analizy i wymagają symulacji komputerowych, pozwalających opracować odpowiednie algorytmy predykcji. Takich, które nie tylko zaplanują pracę instalacji w zależności od prognozy pogody, ale też będą decydowały o tym, w jaki sposób dokonywać zakupu i sprzedaży energii elektrycznej, aby w końcowym rozrachunku osiągnąć jak najlepszą sprawność i korzyść ekonomiczną - dodaje.
Zdaniem Twardawy przy systemach ciepłowniczych wykorzystujących energię z OZE powinno się dążyć do tego, aby podstawą był sezonowy magazyn ciepła wraz z rozwiązaniami greenPower2Heat.
- W przyszłości źródłem szczytowym będzie mógł być również kocioł elektrodowy, choć na razie jest rozwiązanie uzależnione od nadwyżek własnej lub kupionej energii. Występujące obecnie obniżenia produkcji energii z OZE mogłyby z powodzeniem magazynowane w postaci ciepła - mówi Twardawa.
Dla przykładu, według jego wyliczeń, ilość energii z OZE, jaka 10 marca nie została wyprodukowana ze względu na nierynkowe redysponowanie, wystarczyłaby na pełne naładowanie kilku sezonowych magazynów ciepła dla średniej wielkości miast, co z kolei wystarczyłoby na większość sezonu grzewczego.
Jako pierwsza w kotły elektrodowe w Polsce zainwestowała PGE w Gdańsku. W 2022 r. uruchomiono tam kotłownię rezerwowo-szczytową, w której obok dwóch kotłów olejowo-gazowych o mocy 30 MWt każdy znajdują się też dwa kotły elektrodowe o mocy 35 MWt każdy. Inwestycja kosztowała 80 mln zł.
W 2023 r. kotły elektrodowe przepracowały tam łącznie 1312 godzin, z czego przez 859 były zasilane z kogeneracji, a pozostałe 453 bilansując nadwyżki energii z KSE podczas dużej generacji źródeł OZE. Dzięki temu uniknięto spalenia 1500 ton węgla oraz emisji 3200 ton CO2. Mimo tego wytworzone w ten sposób ciepło nie może być zaliczone jako wyprodukowane z OZE.
W odpowiedzi na pytania portalu WysokieNapiecie.pl biuro prasowe PGE tłumaczy, że w aktualnym stanie prawnym takie ciepło nie jest zaliczane jako OZE, gdyż kotły nie są zasilane linią bezpośrednią ze źródła odnawialnego, np. morskiej farmy wiatrowej.
- Wraz z projektowanym na poziomie europejskim rozwojem elektryfikacji ciepłownictwa i wykorzystaniem kotłów elektrodowych w ciepłownictwie systemowym zakłada się konieczność wprowadzenia zmian w porządku prawnym, tak aby ciepło wytworzone z energii elektrycznej, posiadającej świadectwa pochodzenia, można było zaliczyć jako ciepło OZE - informuje spółka.
- Dodatkowo, należy zwrócić uwagę na fakt, iż kotły elektrodowe na dzisiaj nie są ujęte w taksonomii, co również wpływa na potencjał rozwoju tej technologii. Brak ujęcia taksonomicznego może znacząco wpływać na możliwości pozyskania preferencyjnego finansowania dla inwestycji - podkreśla.
"Taksonomią" nazywa się popularnie unijną dyrektywę określającą pożądane z punktu widzenia klimatu projekty dla instytucji finansowych, które mają je kredytować. "Taksonomia" nie zakazuje jednak wprost kredytowania przedsięwzięć innych niż wymienione w dyrektywie.
Obecnie PGE buduje kotłownię szczytowo-rezerwową w Bydgoszczy o mocy ponad 70 MWt, z czego 25 MWt przypada na kocioł elektrodowy. Przedsięwzięcie ma być gotowe w 2025 r. Spółka analizuje też kolejne inwestycje w perspektywie do 2030 r., m.in. w Gdyni, Krakowie i Wrocławiu. Będzie to jednak uzależnione od dostępnych mocy przyłączeniowych do sieci dystrybucyjnej.
- Obecnie trwają prace analityczne związane z określeniem potencjału przyłączy energetycznych umożliwiających zabudowę kotłów elektrodowych we wszystkich lokalizacjach PGE Energia Ciepła - tłumaczy spółka.
Największe firmy ciepłownicze skupia Polskie Towarzystwo Elektrociepłowni Zawodowych (PTEZ). Dorota Jeziorowska, dyrektor PTEZ, powiedziała w rozmowie z naszym portalem, że kotły elektrodowe to kluczowa technologia dla elektryfikacji dużych systemów ciepłowniczych.
- Aktualnie bywają one postrzegane jako sposób na zagospodarowanie nadwyżek energii elektrycznej w KSE, gdy dochodzi do dużej generacji ze źródeł OZE. Długoterminowo dla dużych systemów ciepłowniczych ważne będzie, aby kotły elektrodowe nie były wykorzystywane w sposób incydentalny w momencie wystąpienia nadwyżek energii w KSE, tylko pozwalały na dostarczenie określonego wolumenu ciepła z OZE. Takiego, który będzie potrzebny do spełnienia wymogów efektywnego systemu ciepłowniczego - wskazuje Jeziorowska.
- Wraz z budową kotłów elektrodowych, czy też pomp ciepła, w przyszłości będzie potrzebna też budowa wielkoskalowych magazynów ciepła. Można sobie wyobrazić, że będą one powstawać chociażby w miejscach, gdzie dawniej znajdowały się place składowe węgla. Z pewnością wyzwaniem będą koszty takich magazynów, które pozostają wysokie, a także możliwości pozyskania wsparcia na ich budowę - dodaje.
W dużych systemach ciepłowniczych inwestycje w kogenerację gazową są kontynuowane i PTEZ nie widzi możliwości, aby w nadchodzących latach prowadzić transformację bez wykorzystania gazu.
Jeziorowska zaznacza, że możliwości wykorzystania pomp ciepła czy ciepła odpadowego w dużej mierze zależą od lokalnych uwarunkowań. Przy dużym zapotrzebowaniu na stabilne dostawy ciepła, same pompy ciepła czy ciepło odpadowe mogą zatem stanowić tylko część miksu różnych technologii.
- Poziom produkcji ciepła z kogeneracji gazowej będzie się zmieniał, ale bezpieczeństwo dostaw ciepła będzie wymagało posiadania takich jednostek. Wraz z rosnącym źródeł OZE będzie oczywiście pojawiało się ryzyko dotyczące aktywów osieroconych, co też stawia pytania dotyczące stworzenia potencjalnego systemu wsparcia dla jednostek ciepłowniczych - zwraca uwagę dyrektor.
Zgodnie z raportem PTEZ z maja 2023 r. realizacja wymagań Pakietu Fit for 55 w polskim ciepłownictwie to koszt od 276 mld zł do nawet 418 mld zł. Jeziorowska informuje, że pod kątem otoczenia prawnego ten raport pozostaje aktualny.
Natomiast pod względem nakładów finansowych w przyszłości możliwa jest korekta założeń z uwagi na aktualizację kosztów poszczególnych technologii, a także ich rozwoju i dostępności. Przede wszystkim dotyczy to modułowych reaktorów jądrowych, a także tzw. zielonych gazów, czyli biogazu, biometanu i wodoru odnawialnego.
PTEZ pracuje nad nowym raportem, który będzie dotyczył elektryfikacji ciepłownictwa systemowego, czyli technologii Power2Heat. Jego publikacja jest planowana w czerwcu.
- Ciepłownictwo musi osiągnąć neutralność klimatyczną do 2050 r. Aktualnie zakładamy, że dojście do tego statusu stanie się finalnie możliwe dzięki rozwiniętemu rynkowi gazów odnawialnych, co pozwoli na modernizację elektrociepłowni pod kątem ich wykorzystania. Jednocześnie istotne w tych założeniach jest to, że zapotrzebowanie na ciepło znacząco spadnie dzięki termodernizacji - konkluduje Jeziorowska.
Mariusz Twardawa przyznaje, że im większy system ciepłowniczy, tym większym wyzwaniem będzie odchodzenie od paliw kopalnych.
- Nie natrafiliśmy na problemy związane z brakiem możliwości uzyskania statusu efektywnego systemu ciepłowniczego dzięki OZE w analizowanych ciepłowniach o mocach do 100 MW. Jak na razie trudno wskazywać jednak rozwiązania technologiczne, które w racjonalny ekonomicznie sposób pozwolą osiągnąć 100 proc. OZE w dużych systemach ciepłowniczych w największych aglomeracjach. Trudno oceniać, czy w nadchodzących dekadach będzie to w ogóle możliwe - stwierdza ekspert IEO.
Przypomina przy tym, że bez programów wsparcia w praktyce nie jest możliwa żadne większe przedsięwzięcie w ciepłownictwie. Dlatego widać pewne fale inwestycji, gdy ciepłownicy podążają za dostępnymi publicznymi pieniędzmi - na kogenerację gazową, biomasę, a ostatnio spalarnie odpadów.
Zobacz więcej: Spalarnie zyskały miliardy wsparcia, ale czy to wystarczy?
Obok ciepłownictwa systemowego dekarbonizację musi też przejść ciepłownictwo przemysłowe, które przy okazji dostarczania energii elektrycznej i pary technologicznej dla fabryk często - również w Polsce - realizuje dostawy ciepła do miejskich sieci ciepłowniczych.
W tym przypadku wyzwanie jest jednak bardziej skomplikowane, gdyż przemysł potrzebuje wysokich temperatur oraz stabilnych dostaw, które pozwolą fabryce produkować w trybie ciągłym. Dlatego odchodzenie od węgla najczęściej polega tam na wymianie źródeł na zasilane mniej emisyjnym gazem ziemnym.
Jednak dla energochłonnych branż przemysłu, obciążonych kosztami emisji CO2, paliwa kopalne będą stanowić coraz większy wydatek - również w związku ze stopniowym redukowaniem od 2026 r. przydziałów bezpłatnych uprawnień do emisji, aż do całkowitego ich wycofania w 2034 r.
- W ciepłownictwie przemysłowym można uzyskać parę technologiczną z kotłów elektrodowych. Jednak w fabrykach dostawy pary muszą być realizowane zazwyczaj w trybie ciągłym przez całą dobę, siedem dni w tygodniu. Dlatego w takim wypadku dla bezpieczeństwa dostaw zakład musiałby zostać wyposażony w duże wysokotemperaturowe magazyny energii, które pozwoliłyby zabezpieczyć dostęp do taniej energii z OZE w cyklu dobowym lub nawet dłuższym - mówi Mariusz Twardawa.
Wskazuje przy tym, że szybko rozwija się rynek magazynów ciepła wysokotemperaturowego, m.in. w ceramice czy stopionych solach. Wyzwaniem jest wciąż na dopracowanie tych technologii na tyle, aby były one ekonomicznie uzasadnione, bowiem większość z nich jest już na wysokim poziomie gotowości technicznej.
- Firmy czy zakłady produkcyjne cechują się wysoką świadomością wyzwań związanych z dekarbonizacją, gdyż dla nich ma to bezpośrednie przełożenie na ślad węglowy i konkurencyjność produktów. Brak dekarbonizacji będzie oznaczał dla nich ryzyko wypadnięcia z łańcuchów dostaw - podsumowuje Twardawa.
Jednym z pomysłów na skuteczną dekarbonizację ciepłownictwa przemysłowego ma być rozwiązanie, które chce wdrażać EDP.
Podczas marcowej konferencji EDP Business Summit ogłoszono, że ta wywodząca się z Portugalii grupa energetyczna wybuduje w Europie magazyny ciepła o pojemności 2 GWh, a także zasilające je farmy wiatrowe i fotowoltaiczne o mocy 400 MW. W tym celu będzie współpracować ze startupem Rondo Energy, w którego rozwój dotychczas zainwestowały m.in. takie koncerny jak Microsoft, Saudi Aramco czy Rio Tinto.
Amerykańska spółka opracowała rozwiązanie dla magazynów ciepła, bazujące ogniotrwałych cegłach, które dotychczas stosowano m.in. w instalacjach do odzysku ciepła w hutniczych wielkich piecach. Do budowy tego typu magazynów można więc wykorzystać lokalne surowce. Sama technologia dzięki swojej modułowej budowie ma być łatwa do skalowania, a także integracji z istniejącą infrastrukturą ciepłowniczą fabryki.
Miguel Fonseca, członek zespołu zarządzającego EDP Client Solutions, w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl podkreślił, że magazyny te będą w stanie zapewnić stabilny profil dostaw energii cieplnej z OZE w cyklu dobowym.
- Dzięki temu to rozwiązanie jest atrakcyjne w stosunku do wykorzystania gazu - zwłaszcza, jeśli weźmiemy pod uwagę koszty uprawnień do emisji CO2, a także zobowiązania dotyczące redukcji śladu węglowego produktów - zaznacza Fonseca.
Przypomina przy tym, że konkurencyjność przemysłu energochłonnego jest mocno zależna od cen paliw kopalnych, co pokazał w ostatnich latach kryzys energetyczny w Europie. Przejście na ciepło z OZE pozwala przemysłowi zabezpieczyć się przed ryzykiem wstrząsów cenowych na rynku gazu i innych paliw, a także pomaga zaplanować długoterminowe koszty produkcji.
Opłacalność inwestycji w "zielone ciepło" dodatkowo rośnie, jeśli magazyn będą zasilać źródła wybudowane w modelu on site, z których energia nie będzie obciążona opłatami sieciowymi.
Zobacz też: EDP zwiększyła zakontraktowanie mocy solarnych w 2023 roku
Jak wskazuje Fonseca, technologia magazynów Rondo Energy pozwala na uzyskanie temperatur od 200 do 600 stopni Celsjusza, co zaspokaja potrzeby firm z takich sektorów jak chemia, tekstylia czy produkcja żywności i napojów. Pierwsze projekty mają ruszyć w 2025 r.
- Rozmawiamy obecnie z 30-40 potencjalnymi klientami w całej Europie, m.in. we Francji, Niemczech, Włoszech, Hiszpanii, Portugalii, a także Polsce - informuje menadżer EDP.
Ponadto w Rondo Energy trwają prace nad tym, aby dostosować technologię magazynów do potrzeb sektorów, które wymagają wyższych parametrów ciepła, czyli m.in. przemysłu stalowego, szklarskiego czy ceramicznego. Samo EDP nie ma natomiast aktualnie planów oferowania tego rozwiązania ciepłownictwu systemowemu.
- To sektor, który działa na rynku regulowanym, przez co ma inną specyfikę. Najpierw chcemy rozwinąć tę działalność wspólnie z firmami przemysłowymi, korzystając też relacji z klientami, którym już dostarczamy energię lub gaz. Gdy zbierzemy odpowiednie doświadczenia, to być może w przyszłości spróbujemy je wykorzystać także w innych sektorach - podsumował Miguel Fonseca.
Zobacz także: EDP Renewables otworzyło farmę fotowoltaiczną Przykona o mocy 200 MWp
]]>Zgodnie ze zaktualizowaną unijną dyrektywą EED, od 1 stycznia 2028 r. wymóg udziału energii odnawialnej w cieple wprowadzanym do sieci będzie wynosił co najmniej 5 proc., by możliwe było spełnienie kryteriów efektywnego systemu ciepłowniczego
Z biegiem lat kryteria związane z wykorzystaniem OZE, ciepła odpadowego i wysokosprawnej kogeneracji będą stopniowo zaostrzane. Jednocześnie zreformowany system handlu uprawnieniami do emisji CO2 będzie coraz mocniej obciążał emisyjne źródła wytwarzania energii - paliwa kopalne, biomasę, która nie będzie pozyskiwana w sposób zrównoważony, a z czasem prawdopodobnie także odpady komunalne.
Według statystyk prowadzonych przez Urząd Regulacji Energetyki, udział OZE w koncesjonowanym ciepłownictwie (systemy powyżej 5 MW) rośnie, ale dosyć powoli. Zgodnie z ostatnimi dostępnymi danymi, które obejmują 2022 r., źródła odnawialne miały w miksie energetycznym branży udział wynoszący niespełna 13 proc. Dla porównania w 2002 r. było to blisko 3 proc.
Za OZE w ciepłownictwie odpowiada przede wszystkim biomasa, a do tego dochodzi biogaz oraz geotermia. O tej ostatniej pisaliśmy w artykule pt. Geotermia w Polsce powoli wchodzi do systemów ciepłowniczych. Wyzwaniem będzie natomiast elektryfikacja ciepła sieciowego, m.in. dzięki wykorzystaniu wielkoskalowych pomp ciepła.
Zobacz więcej: Pompy ciepła na ratunek ciepłownikom
W ostatnim czasie dobiegły też końca dwa projekty prowadzone przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju: "Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym" w Sokołowie Podlaskim oraz „Ciepłownia Przyszłości, czyli system ciepłowniczy z OZE” w Lidzbarku Warmińskim. Pierwszy z nich dotyczył biogazu, a drugi elektryfikacji. Szerzej o tych inwestycjach pisaliśmy niedawno w artykule pt. Zielone ciepłownictwo bez biomasy. Dwa projekty gotowe i będą następne.
Do projektów z Sokołowa i Lidzbarka odnosiła się również Urszula Zielińska, wiceminister klimatu odpowiedzialna za ciepłownictwo, podczas posiedzenia podkomisji stałej ds. transformacji energetycznej, OZE i energetyki jądrowej, które odbyło się 21 marca. Obrady dotyczyły prac nad aktualizacją dokumentów strategicznych, w tym "Strategii dla ciepłownictwa do 2030 r. z perspektywą do 2040".
- Chcielibyśmy dla ciepłownictwa wyznaczyć ścieżkę transformacji w kierunku wykorzystania OZE bez wchodzenia w gaz - mówiła Zielińska, dodając, że obecnie samorządy są pozostawione same sobie w planowaniu transformacji systemów ciepłowniczych. Jednocześnie wciąż wiele programów wsparcia prowadzonych przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej dotyczy właśnie wykorzystania gazu.
Zielińska informowała, że w ciągu kilku tygodni NFOŚGW powinien ruszyć program „OZE – źródło ciepła dla ciepłownictwa”, który jest finansowany kwotą 2 mld zł z Funduszu Modernizacyjnego. Z tej kwoty 570 mln zł mają stanowić dotacje, a reszta pożyczki. Jego uruchomienie jest wyczekiwane od dawna, a kolejne terminy rozpoczęcia naboru wniosków nie dochodziły do skutku. Możliwe, że wpływ na to miały ostatnie zmiany w zarządzie NFOŚGW, który dopiero w połowie marca w pełni obsadzono.
Program będzie mógł wspierać projekty, z których co najmniej 70 proc. ciepła użytkowego wytworzonego w jednostce OZE w roku kalendarzowym zostanie wprowadzone do publicznej sieci ciepłowniczej. Wsparcie będzie można pozyskać na pompy ciepła, kolektory słoneczne, geotermię oraz magazyny energii i ciepła.
Wiceminister klimatu wskazała, że kolejne programy wsparcia będą dotyczyć przede wszystkim OZE, a przy konstruowaniu Strategii dla ciepłownictwa mają zostać wykorzystane doświadczenia z "bardzo zachęcających" i "robiących wrażenie" projektów NCBR w Lidzbarku i Sokołowie. Zielińska stwierdziła, że tam udało się przeprowadzić transformację, bo był na to odpowiedni plan oraz finansowanie.
To właśnie pieniądze są kluczowe, ponieważ koszty dekarbonizacji ciepłownictwa już od dłuższego czasu są szacowane nie w dziesiątkach, a setkach miliardów złotych. W programach badawczo-rozwojowych, takich jak Lidzbark i Sokołów, NCBR mogło w całości sfinansować projekty. Natomiast w choćby wskazanym wcześniej programie „OZE – źródło ciepła dla ciepłownictwa” bezzwrotne dotacje będą obejmować tylko nieco ponad 1/4 środków z przewidzianych 2 mld zł.
Strategię dla ciepłownictwa resort klimatu ma przygotować do końca 2024 r. Wcześniej mają zostać przedstawione finalne wersje dwóch kluczowych dokumentów, z którymi ciepłownicza strategia ma być spójna, czyli Krajowy Plan na rzecz Energii i Klimatu oraz Polityka Energetyczna Polski do 2040 r. Mają one być gotowe kolejno do końca czerwca oraz września.
Zobacz także: Plan transformacji energetycznej Polski trafił do Brukseli
Strategia dla ciepłownictwa jest zapowiadana już od kilku lat, a jej wstępny projekt do konsultacji publicznych przedstawiono blisko dwa lata temu. Było to parę miesięcy po agresji Rosji na Ukrainę, która mocno zmieniła postrzeganie gazu - również na poziomie polityki Unii Europejskiej.
W projekcie tego nie uwzględniono, więc transformacja sektora mieniła się tam przede wszystkim w błękitnym kolorze. Patrząc na zapowiedzi wiceminister Zielińskiej należy się zatem spodziewać, że teraz resort doda strategii zielonych barw. Terminy związane z efektywnymi systemami ciepłowniczymi są jednak nieubłagane, więc nawet jeśli resort przygotuje ciepłownikom strategię do końca tego roku, to czasu na inwestycje zostanie już niewiele. Dlatego wielu nie czeka już na rządowe dokumenty.
- Widzimy duże zainteresowanie OZE z strony przedsiębiorstw ciepłowniczych. Świadomość nieuchronności transformacji energetycznej wzrosła na tyle, że wiele firm nie odkłada już na później analiz co do możliwych ścieżek dekarbonizacji - chociażby do momentu uruchomienia kolejnych programów wsparcia - wskazuje Mariusz Twardawa, ekspert Instytutu Energetyki Odnawialnej (IEO).
W rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl podkreślił, że odciąganie w czasie przygotowań stwarza dodatkowe ryzyko kumulacji inwestycji w sektorze. To będzie natomiast skutkowało ograniczonym dostępem do wykonawców i dostawców, co z kolei ma wpływ na wzrost kosztów.
Co zatem mają zrobić przedsiębiorstwa ciepłownicze z małych i średnich miast, które stają przed koniecznością dekarbonizacji? Twardawa wyjaśnia, że najpierw powinny dokładnie zdiagnozować stan wyjściowy infrastruktury. Przede wszystkim chodzi o stan techniczny istniejących źródeł wytwórczych oraz sieci, ale również potencjalnie przyłączenia nowych odbiorców.
Wiele systemów ciepłowniczych jest przewymiarowanych w stosunku do obecnych potrzeb, gdyż powstawały w całkowicie odmiennych realiach demograficznych oraz technicznych. Jednocześnie zapotrzebowanie na ciepło spadło m.in. dzięki termomodernizacji oraz modernizacji sieci.
- Fakt, że sieci cieplne są przewymiarowane powoduje, że akumulują znaczne ilości ciepła, stając się również w pewnym sensie magazynem ciepła. Niestety, jeśli są to stare i nieefektywne sieci, powoduje to znaczne straty - podkreśla Twardawa.
Tłumaczy przy tym, że historycznie sieci ciepłownicze w Polsce były projektowane na wysokich parametrach - 130 stopni Celsjusza dla zasilania odbiorców oraz 70 stopni przy powrocie czynnika grzewczego. W magazynach ciepła można osiągnąć temperaturę 90 stopni, więc w nowoczesnych systemach, m.in. w Skandynawii, temperatury w sieciach nierzadko wynoszą 70 stopni lub mniej.
- Z drugiej strony, gdy w 2023 r. badaliśmy wybrane sieci w Polsce, to okazało się, że w wielu lokalizacjach temperatury zasilania nie przekraczały 100 stopni w ciągu całego sezonu grzewczego. Granicą obniżania temperatury w sieci jest więc zapewnienie komfortu cieplnego odbiorcom, a nie historyczne założenia projektowe dla ciepłowni - stwierdza ekspert IEO.
Jak dodaje, ważna jest świadomość lokalnych uwarunkowań, gdyż racjonalne do zagospodarowania mogą być lokalnie dostępne paliwa jak biomasa, biogaz czy odpady komunalne, a przede wszystkim powszechnie dostępne zasoby energii słonecznej i wiatrowej.
Do tego dochodzą źródła ciepła odpadowego, a także już istniejące źródła OZE, posiadane przez inne spółki komunalne. Takie jak przykładowo instalacje fotowoltaiczne, czy biogazownia należąca do przedsiębiorstwa gospodarki odpadami czy miejskich wodociągów i kanalizacji. Mogą one dysponować nadwyżkami produkowanej energii ponad swoje potrzeby własne.
Kluczowa jest także dostępność gruntów, gdyż panele fotowoltaiczne, kolektory słoneczne, a także magazyny ciepła wymagają odpowiedniej powierzchni pod inwestycje.
- Na obecnym etapie rozwoju energetyki odnawialnej firmy ciepłownicze muszą zakładać posiadanie własnych źródeł OZE, gdyż dostępność niezbilansowanego, taniego pasma zielonej energii w sieci jest zbyt mała, aby zaspokoić całkowite zapotrzebowanie. Dlatego budowa magazynów ciepła jest konieczna - zarówno z uwagi na wykorzystanie energii z własnych źródeł, jak i nadwyżek energii z OZE, które okresowo pojawiają się w sieci - zaznacza Twardawa.
- Źródła OZE - fotowoltaiczne lub wiatrowe - nie muszą oczywiście być położone tuż obok istniejącego zakładu ciepłowniczego. Natomiast kolektory słoneczne powinny być ulokowane blisko magazynu ciepła, aby uniknąć konieczności rozbudowy sieci ciepłowniczej, co rodzi kolejne problemy z dostępnością gruntów w terenie miejskim - dodaje.
Po wstępnej diagnozie ciepłownicy powinny dokonać bilansu źródeł istniejących i planowanych pod kątem osiągnięcia wymogów efektywnego systemu ciepłowniczego. Na obecnym etapie transformacji nie jest konieczne całkowite wyeliminowanie istniejących źródeł opartych na paliwach kopalnych.
Oparcie się w 100 proc. na OZE byłoby niemożliwe do udźwignięcia pod względem kosztów, zwłaszcza biorąc pod uwagę ogólną kondycję finansową sektora ciepłowniczego. Poziom 90 proc. energii z OZE do produkcji ciepła, czyli taki jak osiągnięto dzięki NCBR w Lidzbarku i Sokołowie, to obecnie zbyt wysoki cel dla przedsiębiorstw ciepłowniczych.
- Dobry cel na początek to 50 proc. Zwiększanie udziału OZE powinno następować stopniowo wraz z rosnącymi wymaganiami dla efektywnych systemów ciepłowniczych. Wcześniej można przygotować odpowiednie grunty pod kolejne inwestycje w nowe moce wytwórcze - wskazuje Twardawa.
Dodaje przy tym, że z czasem należy też oczekiwać spadku cen technologii, co pozwoli taniej osiągnąć końcowe procenty udziału OZE w produkcji ciepła, które są najdroższe. Natomiast część dotychczasowych źródeł na paliwa kopalne jeszcze przez wiele lat może być potrzebna - nawet przy wysokim udziale OZE - jako źródła szczytowe.
Jednocześnie przedsiębiorstwo ciepłownicze musi też analizować możliwość bilansowania Krajowego Systemu Elektroenergetycznego.
Posiadanie własnych źródeł OZE będzie pozwalało podejmować decyzje, czy w danym momencie bardziej opłaca się wykorzystać własną energię do ładowania magazynu ciepła, czy do sprzedawania energii na rynku. Z drugiej strony przedsiębiorstwo będzie miało możliwość zagospodarowania tanich nadwyżek zielonej energii, gdy takie będą się pojawiać w KSE.
Inna możliwość dostępna dzięki magazynowi ciepła - jak wyjaśnia ekspert IEO - to wykorzystanie ciepła z kogeneracji. Przedsiębiorstwa ciepłownicze, które produkują energię elektryczną w kogeneracji, zazwyczaj wykorzystują tylko małą część ciepła latem na potrzeby dostarczania ciepłej wody. Wówczas niewykorzystane ciepło może służyć do ładowania magazynu na sezon grzewczy.
- Mając wszelkie potrzebne dane wyjściowe musimy dokonać modelowania pracy systemu ciepłowniczego. W przypadku wykorzystania niestabilnych źródeł OZE wymaga to symulacji godzina po godzinie, gdyż nie możemy sobie pozwolić na brak energii przy braku słońca czy wiatru. Na to należy zwrócić szczególną uwagę na etapie opracowywania studiów wykonalności i projektowania całego systemu ciepłowniczego nowej generacji - podkreśla Twardawa.
- Nie są to proste analizy i wymagają symulacji komputerowych, pozwalających opracować odpowiednie algorytmy predykcji. Takich, które nie tylko zaplanują pracę instalacji w zależności od prognozy pogody, ale też będą decydowały o tym, w jaki sposób dokonywać zakupu i sprzedaży energii elektrycznej, aby w końcowym rozrachunku osiągnąć jak najlepszą sprawność i korzyść ekonomiczną - dodaje.
Zdaniem Twardawy przy systemach ciepłowniczych wykorzystujących energię z OZE powinno się dążyć do tego, aby podstawą był sezonowy magazyn ciepła wraz z rozwiązaniami greenPower2Heat.
- W przyszłości źródłem szczytowym będzie mógł być również kocioł elektrodowy, choć na razie jest rozwiązanie uzależnione od nadwyżek własnej lub kupionej energii. Występujące obecnie obniżenia produkcji energii z OZE mogłyby z powodzeniem magazynowane w postaci ciepła - mówi Twardawa.
Dla przykładu, według jego wyliczeń, ilość energii z OZE, jaka 10 marca nie została wyprodukowana ze względu na nierynkowe redysponowanie, wystarczyłaby na pełne naładowanie kilku sezonowych magazynów ciepła dla średniej wielkości miast, co z kolei wystarczyłoby na większość sezonu grzewczego.
Jako pierwsza w kotły elektrodowe w Polsce zainwestowała PGE w Gdańsku. W 2022 r. uruchomiono tam kotłownię rezerwowo-szczytową, w której obok dwóch kotłów olejowo-gazowych o mocy 30 MWt każdy znajdują się też dwa kotły elektrodowe o mocy 35 MWt każdy. Inwestycja kosztowała 80 mln zł.
W 2023 r. kotły elektrodowe przepracowały tam łącznie 1312 godzin, z czego przez 859 były zasilane z kogeneracji, a pozostałe 453 bilansując nadwyżki energii z KSE podczas dużej generacji źródeł OZE. Dzięki temu uniknięto spalenia 1500 ton węgla oraz emisji 3200 ton CO2. Mimo tego wytworzone w ten sposób ciepło nie może być zaliczone jako wyprodukowane z OZE.
W odpowiedzi na pytania portalu WysokieNapiecie.pl biuro prasowe PGE tłumaczy, że w aktualnym stanie prawnym takie ciepło nie jest zaliczane jako OZE, gdyż kotły nie są zasilane linią bezpośrednią ze źródła odnawialnego, np. morskiej farmy wiatrowej.
- Wraz z projektowanym na poziomie europejskim rozwojem elektryfikacji ciepłownictwa i wykorzystaniem kotłów elektrodowych w ciepłownictwie systemowym zakłada się konieczność wprowadzenia zmian w porządku prawnym, tak aby ciepło wytworzone z energii elektrycznej, posiadającej świadectwa pochodzenia, można było zaliczyć jako ciepło OZE - informuje spółka.
- Dodatkowo, należy zwrócić uwagę na fakt, iż kotły elektrodowe na dzisiaj nie są ujęte w taksonomii, co również wpływa na potencjał rozwoju tej technologii. Brak ujęcia taksonomicznego może znacząco wpływać na możliwości pozyskania preferencyjnego finansowania dla inwestycji - podkreśla.
"Taksonomią" nazywa się popularnie unijną dyrektywę określającą pożądane z punktu widzenia klimatu projekty dla instytucji finansowych, które mają je kredytować. "Taksonomia" nie zakazuje jednak wprost kredytowania przedsięwzięć innych niż wymienione w dyrektywie.
Obecnie PGE buduje kotłownię szczytowo-rezerwową w Bydgoszczy o mocy ponad 70 MWt, z czego 25 MWt przypada na kocioł elektrodowy. Przedsięwzięcie ma być gotowe w 2025 r. Spółka analizuje też kolejne inwestycje w perspektywie do 2030 r., m.in. w Gdyni, Krakowie i Wrocławiu. Będzie to jednak uzależnione od dostępnych mocy przyłączeniowych do sieci dystrybucyjnej.
- Obecnie trwają prace analityczne związane z określeniem potencjału przyłączy energetycznych umożliwiających zabudowę kotłów elektrodowych we wszystkich lokalizacjach PGE Energia Ciepła - tłumaczy spółka.
Największe firmy ciepłownicze skupia Polskie Towarzystwo Elektrociepłowni Zawodowych (PTEZ). Dorota Jeziorowska, dyrektor PTEZ, powiedziała w rozmowie z naszym portalem, że kotły elektrodowe to kluczowa technologia dla elektryfikacji dużych systemów ciepłowniczych.
- Aktualnie bywają one postrzegane jako sposób na zagospodarowanie nadwyżek energii elektrycznej w KSE, gdy dochodzi do dużej generacji ze źródeł OZE. Długoterminowo dla dużych systemów ciepłowniczych ważne będzie, aby kotły elektrodowe nie były wykorzystywane w sposób incydentalny w momencie wystąpienia nadwyżek energii w KSE, tylko pozwalały na dostarczenie określonego wolumenu ciepła z OZE. Takiego, który będzie potrzebny do spełnienia wymogów efektywnego systemu ciepłowniczego - wskazuje Jeziorowska.
- Wraz z budową kotłów elektrodowych, czy też pomp ciepła, w przyszłości będzie potrzebna też budowa wielkoskalowych magazynów ciepła. Można sobie wyobrazić, że będą one powstawać chociażby w miejscach, gdzie dawniej znajdowały się place składowe węgla. Z pewnością wyzwaniem będą koszty takich magazynów, które pozostają wysokie, a także możliwości pozyskania wsparcia na ich budowę - dodaje.
W dużych systemach ciepłowniczych inwestycje w kogenerację gazową są kontynuowane i PTEZ nie widzi możliwości, aby w nadchodzących latach prowadzić transformację bez wykorzystania gazu.
Jeziorowska zaznacza, że możliwości wykorzystania pomp ciepła czy ciepła odpadowego w dużej mierze zależą od lokalnych uwarunkowań. Przy dużym zapotrzebowaniu na stabilne dostawy ciepła, same pompy ciepła czy ciepło odpadowe mogą zatem stanowić tylko część miksu różnych technologii.
- Poziom produkcji ciepła z kogeneracji gazowej będzie się zmieniał, ale bezpieczeństwo dostaw ciepła będzie wymagało posiadania takich jednostek. Wraz z rosnącym źródeł OZE będzie oczywiście pojawiało się ryzyko dotyczące aktywów osieroconych, co też stawia pytania dotyczące stworzenia potencjalnego systemu wsparcia dla jednostek ciepłowniczych - zwraca uwagę dyrektor.
Zgodnie z raportem PTEZ z maja 2023 r. realizacja wymagań Pakietu Fit for 55 w polskim ciepłownictwie to koszt od 276 mld zł do nawet 418 mld zł. Jeziorowska informuje, że pod kątem otoczenia prawnego ten raport pozostaje aktualny.
Natomiast pod względem nakładów finansowych w przyszłości możliwa jest korekta założeń z uwagi na aktualizację kosztów poszczególnych technologii, a także ich rozwoju i dostępności. Przede wszystkim dotyczy to modułowych reaktorów jądrowych, a także tzw. zielonych gazów, czyli biogazu, biometanu i wodoru odnawialnego.
PTEZ pracuje nad nowym raportem, który będzie dotyczył elektryfikacji ciepłownictwa systemowego, czyli technologii Power2Heat. Jego publikacja jest planowana w czerwcu.
- Ciepłownictwo musi osiągnąć neutralność klimatyczną do 2050 r. Aktualnie zakładamy, że dojście do tego statusu stanie się finalnie możliwe dzięki rozwiniętemu rynkowi gazów odnawialnych, co pozwoli na modernizację elektrociepłowni pod kątem ich wykorzystania. Jednocześnie istotne w tych założeniach jest to, że zapotrzebowanie na ciepło znacząco spadnie dzięki termodernizacji - konkluduje Jeziorowska.
Mariusz Twardawa przyznaje, że im większy system ciepłowniczy, tym większym wyzwaniem będzie odchodzenie od paliw kopalnych.
- Nie natrafiliśmy na problemy związane z brakiem możliwości uzyskania statusu efektywnego systemu ciepłowniczego dzięki OZE w analizowanych ciepłowniach o mocach do 100 MW. Jak na razie trudno wskazywać jednak rozwiązania technologiczne, które w racjonalny ekonomicznie sposób pozwolą osiągnąć 100 proc. OZE w dużych systemach ciepłowniczych w największych aglomeracjach. Trudno oceniać, czy w nadchodzących dekadach będzie to w ogóle możliwe - stwierdza ekspert IEO.
Przypomina przy tym, że bez programów wsparcia w praktyce nie jest możliwa żadne większe przedsięwzięcie w ciepłownictwie. Dlatego widać pewne fale inwestycji, gdy ciepłownicy podążają za dostępnymi publicznymi pieniędzmi - na kogenerację gazową, biomasę, a ostatnio spalarnie odpadów.
Zobacz więcej: Spalarnie zyskały miliardy wsparcia, ale czy to wystarczy?
Obok ciepłownictwa systemowego dekarbonizację musi też przejść ciepłownictwo przemysłowe, które przy okazji dostarczania energii elektrycznej i pary technologicznej dla fabryk często - również w Polsce - realizuje dostawy ciepła do miejskich sieci ciepłowniczych.
W tym przypadku wyzwanie jest jednak bardziej skomplikowane, gdyż przemysł potrzebuje wysokich temperatur oraz stabilnych dostaw, które pozwolą fabryce produkować w trybie ciągłym. Dlatego odchodzenie od węgla najczęściej polega tam na wymianie źródeł na zasilane mniej emisyjnym gazem ziemnym.
Jednak dla energochłonnych branż przemysłu, obciążonych kosztami emisji CO2, paliwa kopalne będą stanowić coraz większy wydatek - również w związku ze stopniowym redukowaniem od 2026 r. przydziałów bezpłatnych uprawnień do emisji, aż do całkowitego ich wycofania w 2034 r.
- W ciepłownictwie przemysłowym można uzyskać parę technologiczną z kotłów elektrodowych. Jednak w fabrykach dostawy pary muszą być realizowane zazwyczaj w trybie ciągłym przez całą dobę, siedem dni w tygodniu. Dlatego w takim wypadku dla bezpieczeństwa dostaw zakład musiałby zostać wyposażony w duże wysokotemperaturowe magazyny energii, które pozwoliłyby zabezpieczyć dostęp do taniej energii z OZE w cyklu dobowym lub nawet dłuższym - mówi Mariusz Twardawa.
Wskazuje przy tym, że szybko rozwija się rynek magazynów ciepła wysokotemperaturowego, m.in. w ceramice czy stopionych solach. Wyzwaniem jest wciąż na dopracowanie tych technologii na tyle, aby były one ekonomicznie uzasadnione, bowiem większość z nich jest już na wysokim poziomie gotowości technicznej.
- Firmy czy zakłady produkcyjne cechują się wysoką świadomością wyzwań związanych z dekarbonizacją, gdyż dla nich ma to bezpośrednie przełożenie na ślad węglowy i konkurencyjność produktów. Brak dekarbonizacji będzie oznaczał dla nich ryzyko wypadnięcia z łańcuchów dostaw - podsumowuje Twardawa.
Jednym z pomysłów na skuteczną dekarbonizację ciepłownictwa przemysłowego ma być rozwiązanie, które chce wdrażać EDP.
Podczas marcowej konferencji EDP Business Summit ogłoszono, że ta wywodząca się z Portugalii grupa energetyczna wybuduje w Europie magazyny ciepła o pojemności 2 GWh, a także zasilające je farmy wiatrowe i fotowoltaiczne o mocy 400 MW. W tym celu będzie współpracować ze startupem Rondo Energy, w którego rozwój dotychczas zainwestowały m.in. takie koncerny jak Microsoft, Saudi Aramco czy Rio Tinto.
Amerykańska spółka opracowała rozwiązanie dla magazynów ciepła, bazujące ogniotrwałych cegłach, które dotychczas stosowano m.in. w instalacjach do odzysku ciepła w hutniczych wielkich piecach. Do budowy tego typu magazynów można więc wykorzystać lokalne surowce. Sama technologia dzięki swojej modułowej budowie ma być łatwa do skalowania, a także integracji z istniejącą infrastrukturą ciepłowniczą fabryki.
Miguel Fonseca, członek zespołu zarządzającego EDP Client Solutions, w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl podkreślił, że magazyny te będą w stanie zapewnić stabilny profil dostaw energii cieplnej z OZE w cyklu dobowym.
- Dzięki temu to rozwiązanie jest atrakcyjne w stosunku do wykorzystania gazu - zwłaszcza, jeśli weźmiemy pod uwagę koszty uprawnień do emisji CO2, a także zobowiązania dotyczące redukcji śladu węglowego produktów - zaznacza Fonseca.
Przypomina przy tym, że konkurencyjność przemysłu energochłonnego jest mocno zależna od cen paliw kopalnych, co pokazał w ostatnich latach kryzys energetyczny w Europie. Przejście na ciepło z OZE pozwala przemysłowi zabezpieczyć się przed ryzykiem wstrząsów cenowych na rynku gazu i innych paliw, a także pomaga zaplanować długoterminowe koszty produkcji.
Opłacalność inwestycji w "zielone ciepło" dodatkowo rośnie, jeśli magazyn będą zasilać źródła wybudowane w modelu on site, z których energia nie będzie obciążona opłatami sieciowymi.
Zobacz też: EDP zwiększyła zakontraktowanie mocy solarnych w 2023 roku
Jak wskazuje Fonseca, technologia magazynów Rondo Energy pozwala na uzyskanie temperatur od 200 do 600 stopni Celsjusza, co zaspokaja potrzeby firm z takich sektorów jak chemia, tekstylia czy produkcja żywności i napojów. Pierwsze projekty mają ruszyć w 2025 r.
- Rozmawiamy obecnie z 30-40 potencjalnymi klientami w całej Europie, m.in. we Francji, Niemczech, Włoszech, Hiszpanii, Portugalii, a także Polsce - informuje menadżer EDP.
Ponadto w Rondo Energy trwają prace nad tym, aby dostosować technologię magazynów do potrzeb sektorów, które wymagają wyższych parametrów ciepła, czyli m.in. przemysłu stalowego, szklarskiego czy ceramicznego. Samo EDP nie ma natomiast aktualnie planów oferowania tego rozwiązania ciepłownictwu systemowemu.
- To sektor, który działa na rynku regulowanym, przez co ma inną specyfikę. Najpierw chcemy rozwinąć tę działalność wspólnie z firmami przemysłowymi, korzystając też relacji z klientami, którym już dostarczamy energię lub gaz. Gdy zbierzemy odpowiednie doświadczenia, to być może w przyszłości spróbujemy je wykorzystać także w innych sektorach - podsumował Miguel Fonseca.
Zobacz także: EDP Renewables otworzyło farmę fotowoltaiczną Przykona o mocy 200 MWp
]]>Na barkach przemysłu stoi kondycja polskiej gospodarki. Tak jak energetyka, branża stoi przed wyzwaniem dekarbonizacji, ale potrzebuje do tego technologii magazynowania energii. Obecne procedury wręcz utrudniają firmom przemysłowym rozwój magazynów energii na własny użytek. Potrzebne są jasne przepisy, ale także instrumenty (np. finansowe lub podatkowe) wspierające inwestorów w Polsce.
Technologia magazynowania energii nie jest domeną już tylko sektora energetycznego. Korzyści z niej płynące dostrzega także przemysł, walczący obecnie z wysokimi cenami energii, materiałów, inflacją, ale też realizujący trudny proces dekarbonizacji działalności produkcyjnej.
Komercyjne i przemysłowe zastosowanie magazynów energii (C&I) najczęściej obejmuje integrację OZE (np. fotowoltaikę na dachu zakładu), zasilanie awaryjne (UPS), optymalizację kosztów zasilania zakładu, czy zapewnienie energii dla floty pojazdów elektrycznych. Z drugiej strony, przemysł coraz częściej sięga po długoterminowe kontrakty na zakup zielonej energii (cPPA/PPA), a trend widoczny jest także w Polsce.
Długoterminowe umowy na zakup energii elektrycznej (ang. Power Purchase Agreement, PPA) zapewniają nie tylko dostęp do taniej energii, ale pomagają w realizacji celów ESG. Zgodnie z raportem Resource Poland „Rynek cPPA w Polsce”, liczba podpisanych umów cPPA w Polsce w 2023 r. mogła zbliżyć się do ok. 25. W większości przypadków odbiorcami są firmy z sektora produkcyjno-przemysłowego. Spółka Boryszew Green Energy & Gas z Grupy Boryszew też rozwija swoje projekty zgodnie z tym trendem. W styczniu 2024 r. podpisała 10-letnią umowę PPA, która pozwoli na pokrycie szacunkowo 13-14% zapotrzebowania całej grupy na bezemisyjną energię.
Znaczną pomocą okazało się wprowadzenie przepisów dla tzw. linii bezpośredniej. Jak wyjaśniają eksperci ReSource Poland, w ostatniej nowelizacji przepisów przewidziano m.in. bardziej skomplikowany model linii bezpośredniej dopuszczający możliwość „wprowadzania do sieci energii z jednostki wytwórczej połączonej linią bezpośrednią z przedsiębiorstwem posiadającym koncesję na obrót energią elektryczną w celu bezpośredniego dostarczenia energii elektrycznej do ich własnych obiektów, w tym urządzeń lub instalacji, podmiotów będących ich jednostkami podporządkowanymi lub do odbiorców przyłączonych do sieci, urządzeń lub instalacji tych przedsiębiorstw”.
„Wydaje się, że model ten jest przeznaczony dla wielkoskalowych podmiotów przemysłowych posiadających własne sieci elektroenergetyczne w ramach własnych zakładów”- zauważają eksperci Resource Poland.
Coraz większy udział pogodozależnych OZE w miksach firm przemysłowych powoduje, że magazyny energii stanowią istotny element infrastruktury energetycznej, wspomagając przemysł w efektywnym zarządzaniu energią, stabilności dostaw oraz zrównoważonym wykorzystywaniu zasobów energetycznych.
Przemysł w Polsce, podobnie jak w innych krajach, potrzebuje magazynów energii z kilku powodów. Przede wszystkim, magazyny energii mogą pomóc w utrzymaniu stabilności dostaw energii. W przypadku wielu zmiennych w produkcji energii lub awarii sieci elektroenergetycznej, magazyny energii mogą dostarczyć energię w celu zminimalizowania wpływu na procesy produkcyjne. To ogranicza ryzyka, ale przekłada się też na obniżenie ceny produktu końcowego, bazując na źródle bezemisyjnej energii. Dlaczego? Magazyny energii pozwalają na gromadzenie energii w okresach niższego zapotrzebowania, gdy cena energii jest niższa, a następnie konsumowanie jej w późniejszym terminie, gdy ceny energii w systemie są wyższe. Pozwala to firmom na optymalizację kosztów zużycia mediów energetycznych.
Wykorzystanie magazynów energii może być również elementem strategii zrównoważonego rozwoju. Optymalizacja zużycia energii, wykorzystanie OZE i minimalizacja wpływu na środowisko to ważne kwestie dla przemysłu zorientowanego na długoterminowy, zrównoważony rozwój. Tu najczęściej przemysł sięga po OZE. Elastyczność, jaką zapewnia magazyn, sprawi, że będzie on integralną częścią zastosowań, takich jak eliminowanie szczytów zapotrzebowania, optymalizacja zużycia własnego i zasilanie rezerwowe w przypadku przerw w dostawie.
Magazyny energii będą nieodzownym elementem transformacji energetycznej w Polsce. Penetracja OZE w systemie elektroenergetycznym momentami jest na tyle duża, że w dniach o niskim zapotrzebowaniu na energię, operator systemu elektroenergetycznego ze względów bezpieczeństwa musi wydać polecanie wyłączania instalacji fotowoltaicznych i wiatrowych. Branża OZE wskazuje wprost, że jest to marnowanie potencjału wytwórczego.
Nadwyżki taniej energii można byłoby magazynować, a konsumpcję odsuwać w czasie. Samych mocy OZE będzie jeszcze więcej. Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) przekazały w marcu 2024 r. do konsultacji projekt nowego planu rozwoju sieci przesyłowej na lata 2025-2034. Jak czytamy, rozwój sieci przesyłowej przedstawiony w dokumencie będzie stanowić solidną podstawę do przeprowadzenia zmian w otoczeniu KSE wynikających z procesu transformacji energetycznej.
Umożliwi także przyłączenie nowych jednostek wytwórczych, w tym źródeł odnawialnych i jądrowych. Pozwoli m.in. na wyprowadzenie do ok. 18 GW mocy z morskich farm wiatrowych, 45 GW farm fotowoltaicznych, ponad 19 GW lądowych farm wiatrowych oraz przyłączenie elektrowni jądrowej na Pomorzu, a także oddanie do eksploatacji małych reaktorów jądrowych. Łączne szacowane nakłady na inwestycje planowane przez PSE to ok. 64 mld zł do 2034 r.
- Sposobem na zwiększanie udziału OZE w KSE jest zdolność do zagospodarowywania produkowanej w nich energii. Co do zasady może być to eksport, magazynowanie lub zużywanie tej energii bezpośrednio przez odbiorców lub na potrzeby produkcji paliw alternatywnych. W przypadku magazynowania energii potrzebna jest znaczna pojemność magazynów, pozwalająca zarówno na dobowy jak i sezonowy charakter ich pracy. W przypadku eksportu nadwyżek generacji OZE należy mieć na uwadze, iż taka nadwyżka może pojawiać się równocześnie na dużym obszarze systemów połączonych co ograniczy możliwości eksportowe – wskazuje PSE w dokumencie.
Według stanu na dzień 31 grudnia 2023 r. PSE wydały warunki przyłączenia dla magazynów energii elektrycznej o łącznej mocy 9 689,8 MW. Zastosowania te stają się coraz bardziej opłacalne wraz ze spadkiem cen baterii. Sam rynek technologii jest perspektywiczny.
Według danych ekspertów Mckinsey w 2022 r. w bateryjne systemy magazynowania energii (BESS) zainwestowano ponad 5 miliardów dolarów, co stanowi prawie trzykrotny wzrost w porównaniu z rokiem poprzednim. Eksperci Mckinsey szacują, że do 2030 r. światowy rynek magazynów osiągnie wartość od 120 do 150 miliardów dolarów, czyli ponad dwukrotnie więcej niż obecnie. Efekt skali wpłynie na znaczne obniżenie cen baterii, tak jak obserwowaliśmy to w przypadku PV.
Barbara Adamska, prezes Polskiego Stowarzyszenia Magazynowania Energii (PSME) podkreśla, że dążenie do zeroemisyjności to obecnie priorytet wszystkich przedsiębiorstw, w szczególności tych odpowiedzialnych społecznie. Rosnąca świadomość społeczna, a także wymagania ustawowe narzucane przez UE sprawiają, że obniżanie śladu węglowego to dziś nie tylko hasła, ale nadrzędny cel wszystkich, którzy mają poczucie odpowiedzialności za środowisko.
-Wdrażanie innowacyjnych technologii, które mogą się przyczyniać do ekoefektywności firm, to konieczność, która dotyczy tak korporacji, jak i małych i średnich przedsiębiorców. Jednym z istotniejszych elementów na drodze do obniżenia śladu węglowego działalności, bez względu na jej wielkość i zakres, jest świadome korzystanie z energii elektrycznej. Narzędziem, które bez wątpienia to ułatwia, jest magazynowanie energii. W ubiegłym roku w Europie zainstalowano ponad 10 GW w bateryjnych magazynach energii. Znacząca część projektów to magazyny energii zlokalizowane „za licznikiem”, w sieci wewnętrznej przedsiębiorstwa. W Polsce ten trend jest również widoczny – wskazuje Barbara Adamska.
Zauważa, że przedsiębiorcom niekiedy brakuje wiedzy na temat dostępnych rozwiązań.
Jeżeli chcemy, żeby Polska była miejscem, w którym powstają i rozwijają się zakłady wytwórcze, musimy zapewnić przedsiębiorstwom dostęp do czystej energii, tak aby mogły spełnić wymogi dotyczące śladu węglowego i musi być to oczywiście energia konkurencyjna cenowo. Popularyzacja magazynów energii na to pozwoli – wyjaśnia ekspertka.
-Magazyn energii dla przedsiębiorcy to środek zaradczy na niewystarczające parametry jakościowe energii elektrycznej na potrzeby procesów technologicznych. Widzimy to zainteresowanie, zwłaszcza w przypadku przedsiębiorstw, które mają niezwykle wymagające procesy technologiczne oraz maszyny i urządzenia wrażliwe na zmianę parametrów jakościowych energii.
Magazyn energii jest świetnym środkiem zaradczym pozwalającym zapewnić wysoką jakość energii. Druga kwestia: przedsiębiorcy coraz częściej inwestują we własne źródła wytwórcze. Nie są w stanie zużyć całości energii, dlatego świetnym uzupełnieniem własnej instalacji wytwórczej OZE jest właśnie magazyn energii, który pozwala odłożyć to zużycie w czasie, kiedy fotowoltaika, czy turbina wiatrowa nie pracują – wskazuje.
Podkreśla, że w kontekście wykorzystania OZE warto uwzględniać cały cykl energetyczny – od zrównoważonego wytwarzania, przez inteligentną dystrybucję energii, po jej magazynowanie i efektywne wykorzystanie.
-Tylko działania kompleksowe mogą przynieść wymierne efekty – przekonuje Adamska.
Przemysł sięga też po inną opcję zapewniającą dostęp do zielonej energii – inwestuje we własne źródła energii. Jednak tu, jak zwykli inwestorzy OZE na rynku energii, spotykają się z wieloma problemami. Jednym z poważniejszych jest odmowa przyłącza instalacji ze względu na ograniczenia techniczne sieci elektroenergetycznych.
Kolejny element wydłużające się procedury uzyskiwania pozwoleń, w tym prowadzenia negocjacji z operatora systemów dystrybucyjnych (OSD). Podmiot przemysłowy realizujący na własnych gruntach inwestycję w OZE wraz z magazynem energii, musi się liczyć z tym, że inwestycja trwa kilka miesięcy, z kolei same procedury sięgają kilkunastu. To tylko utrudnia i opóźnia realizację celów dekarbonizacji polskich zakładów przemysłowych.
Jako przemysł identyfikujemy obecnie dwie podstawowy bariery - finansowe oraz te związane z brakiem przejrzystości regulacyjnej. Magazyny energii wiążą się z dużym nakładem kosztów inwestycyjnych, który musi mieć wsparcie i dofinansowanie na poziomie minimum 45 %. Do tego dochodzą procedury administracyjne, głównie przyłączeniowe do sieci elektroenergetycznej. Czas to pieniądz, a każdy projekt wymaga znacznego czas na opracowanie dokumentacji.
Budowę instalacji OZE na terenie własnych zakładów planuje także Grupa Boryszew. Boryszew jest trakcie realizacji instalacji fotowoltaicznych na dachach i terenach należących do swoich zakładów. Obecnie ich łączna moc przekracza już 2,5 MW. W ciągu dwóch najbliższych lat powinna osiągnąć moc rzędu co najmniej 10 MW[1].
Przemysł stoi w obliczu potężnych kosztowo inwestycji, dlatego inicjatywy rozwoju magazynów energii w sektorze przemysłu powinny być wspierane przez szereg instrumentów – od podatkowych do finansowych. Obecnie branża mierzy się z wieloma barierami w inwestycjach w magazyny energii.
Rządy mogą stymulować rozwój magazynów energii poprzez inwestycje publiczne w badania i rozwój, a także poprzez tworzenie programów zachęt finansowych dla prywatnych firm inwestujących w magazyny energii. Dofinansowania, ulgi podatkowe lub gwarancje kredytowe mogą przyciągać inwestorów przemysłowych. Rozwiązania można wypracować wspólnie. Kluczem jest, by przedstawić je szybko, bo dekarbonizacja przemysłu jest długotrwała
Kluczowe będzie wprowadzenie odpowiedniego systemu wsparcia w formie aukcji oraz usług systemowych, które będą gwarantować rentowność projektów.
W przypadku każdego magazynu w polskich realiach mówimy o inwestycji rzędu ok. 300 mln zł za 50 MW mocy.
Inwestycje w badania naukowe i rozwój technologii związanych z magazynowaniem energii są też kluczowe. Finansowanie projektów badawczych, współpraca międzysektorowa i promowanie innowacji mogą przyspieszyć rozwój efektywnych i ekonomicznie konkurencyjnych technologii magazynowania energii.
Przemysł jest realnie zainteresowany rozwojem sektora magazynów energii. Grupa Boryszew znalazła się wśród inwestorów w projekcie ogólnoeuropejskiej spółki Repono. Jej celem jest budowa magazynów energii (ESS) i osiągnięcie pojemności 100 GWh do 2030 r. Wiodącym inwestorem jest EIT InnoEnergy. Akcjonariuszami spółki są też - obok Grupy Boryszew - Schneider Electric, SIPLEC E.Leclerc, Stena Metall i NTM GmbH.
Strategia oraz potencjał finansowy spółki zakładają zdobycie 10 proc. udziałów w ogólnoeuropejskim rynku magazynowania energii, którego wielkość w 2030 r. może wynieść około 1 TWh. Działalność Repono przyczyni się do wzmocnienia potencjału magazynowania nadwyżek energii pochodzącej z OZE i tym samym zwiększenia dostępności i ograniczenia ryzyk związanych z rosnącym udziałem bezemisyjnej energii.
To tylko potwierdza, że kluczem są też partnerstwa międzysektorowe. Współpraca między przedsiębiorstwami, instytucjami badawczymi, rządem i organizacjami pozarządowymi może przyspieszyć rozwój i wdrożenie magazynów energii. Tworzenie partnerstw może sprzyjać wymianie wiedzy, zasobów finansowych oraz doświadczeń. Innowacje często pochodzą od mniejszych firm i startupów.
Tworzenie programów wsparcia dla startupów związanych z magazynowaniem energii może przyczynić się do szybszego wprowadzenia nowych technologii na rynek.
Mikołaj Budzanowski jest prezesem spółki Boryszew Green Energy i wiceprezesem Grupy Boryszew
Na barkach przemysłu stoi kondycja polskiej gospodarki. Tak jak energetyka, branża stoi przed wyzwaniem dekarbonizacji, ale potrzebuje do tego technologii magazynowania energii. Obecne procedury wręcz utrudniają firmom przemysłowym rozwój magazynów energii na własny użytek. Potrzebne są jasne przepisy, ale także instrumenty (np. finansowe lub podatkowe) wspierające inwestorów w Polsce.
Technologia magazynowania energii nie jest domeną już tylko sektora energetycznego. Korzyści z niej płynące dostrzega także przemysł, walczący obecnie z wysokimi cenami energii, materiałów, inflacją, ale też realizujący trudny proces dekarbonizacji działalności produkcyjnej.
Komercyjne i przemysłowe zastosowanie magazynów energii (C&I) najczęściej obejmuje integrację OZE (np. fotowoltaikę na dachu zakładu), zasilanie awaryjne (UPS), optymalizację kosztów zasilania zakładu, czy zapewnienie energii dla floty pojazdów elektrycznych. Z drugiej strony, przemysł coraz częściej sięga po długoterminowe kontrakty na zakup zielonej energii (cPPA/PPA), a trend widoczny jest także w Polsce.
Długoterminowe umowy na zakup energii elektrycznej (ang. Power Purchase Agreement, PPA) zapewniają nie tylko dostęp do taniej energii, ale pomagają w realizacji celów ESG. Zgodnie z raportem Resource Poland „Rynek cPPA w Polsce”, liczba podpisanych umów cPPA w Polsce w 2023 r. mogła zbliżyć się do ok. 25. W większości przypadków odbiorcami są firmy z sektora produkcyjno-przemysłowego. Spółka Boryszew Green Energy & Gas z Grupy Boryszew też rozwija swoje projekty zgodnie z tym trendem. W styczniu 2024 r. podpisała 10-letnią umowę PPA, która pozwoli na pokrycie szacunkowo 13-14% zapotrzebowania całej grupy na bezemisyjną energię.
Znaczną pomocą okazało się wprowadzenie przepisów dla tzw. linii bezpośredniej. Jak wyjaśniają eksperci ReSource Poland, w ostatniej nowelizacji przepisów przewidziano m.in. bardziej skomplikowany model linii bezpośredniej dopuszczający możliwość „wprowadzania do sieci energii z jednostki wytwórczej połączonej linią bezpośrednią z przedsiębiorstwem posiadającym koncesję na obrót energią elektryczną w celu bezpośredniego dostarczenia energii elektrycznej do ich własnych obiektów, w tym urządzeń lub instalacji, podmiotów będących ich jednostkami podporządkowanymi lub do odbiorców przyłączonych do sieci, urządzeń lub instalacji tych przedsiębiorstw”.
„Wydaje się, że model ten jest przeznaczony dla wielkoskalowych podmiotów przemysłowych posiadających własne sieci elektroenergetyczne w ramach własnych zakładów”- zauważają eksperci Resource Poland.
Coraz większy udział pogodozależnych OZE w miksach firm przemysłowych powoduje, że magazyny energii stanowią istotny element infrastruktury energetycznej, wspomagając przemysł w efektywnym zarządzaniu energią, stabilności dostaw oraz zrównoważonym wykorzystywaniu zasobów energetycznych.
Przemysł w Polsce, podobnie jak w innych krajach, potrzebuje magazynów energii z kilku powodów. Przede wszystkim, magazyny energii mogą pomóc w utrzymaniu stabilności dostaw energii. W przypadku wielu zmiennych w produkcji energii lub awarii sieci elektroenergetycznej, magazyny energii mogą dostarczyć energię w celu zminimalizowania wpływu na procesy produkcyjne. To ogranicza ryzyka, ale przekłada się też na obniżenie ceny produktu końcowego, bazując na źródle bezemisyjnej energii. Dlaczego? Magazyny energii pozwalają na gromadzenie energii w okresach niższego zapotrzebowania, gdy cena energii jest niższa, a następnie konsumowanie jej w późniejszym terminie, gdy ceny energii w systemie są wyższe. Pozwala to firmom na optymalizację kosztów zużycia mediów energetycznych.
Wykorzystanie magazynów energii może być również elementem strategii zrównoważonego rozwoju. Optymalizacja zużycia energii, wykorzystanie OZE i minimalizacja wpływu na środowisko to ważne kwestie dla przemysłu zorientowanego na długoterminowy, zrównoważony rozwój. Tu najczęściej przemysł sięga po OZE. Elastyczność, jaką zapewnia magazyn, sprawi, że będzie on integralną częścią zastosowań, takich jak eliminowanie szczytów zapotrzebowania, optymalizacja zużycia własnego i zasilanie rezerwowe w przypadku przerw w dostawie.
Magazyny energii będą nieodzownym elementem transformacji energetycznej w Polsce. Penetracja OZE w systemie elektroenergetycznym momentami jest na tyle duża, że w dniach o niskim zapotrzebowaniu na energię, operator systemu elektroenergetycznego ze względów bezpieczeństwa musi wydać polecanie wyłączania instalacji fotowoltaicznych i wiatrowych. Branża OZE wskazuje wprost, że jest to marnowanie potencjału wytwórczego.
Nadwyżki taniej energii można byłoby magazynować, a konsumpcję odsuwać w czasie. Samych mocy OZE będzie jeszcze więcej. Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) przekazały w marcu 2024 r. do konsultacji projekt nowego planu rozwoju sieci przesyłowej na lata 2025-2034. Jak czytamy, rozwój sieci przesyłowej przedstawiony w dokumencie będzie stanowić solidną podstawę do przeprowadzenia zmian w otoczeniu KSE wynikających z procesu transformacji energetycznej.
Umożliwi także przyłączenie nowych jednostek wytwórczych, w tym źródeł odnawialnych i jądrowych. Pozwoli m.in. na wyprowadzenie do ok. 18 GW mocy z morskich farm wiatrowych, 45 GW farm fotowoltaicznych, ponad 19 GW lądowych farm wiatrowych oraz przyłączenie elektrowni jądrowej na Pomorzu, a także oddanie do eksploatacji małych reaktorów jądrowych. Łączne szacowane nakłady na inwestycje planowane przez PSE to ok. 64 mld zł do 2034 r.
- Sposobem na zwiększanie udziału OZE w KSE jest zdolność do zagospodarowywania produkowanej w nich energii. Co do zasady może być to eksport, magazynowanie lub zużywanie tej energii bezpośrednio przez odbiorców lub na potrzeby produkcji paliw alternatywnych. W przypadku magazynowania energii potrzebna jest znaczna pojemność magazynów, pozwalająca zarówno na dobowy jak i sezonowy charakter ich pracy. W przypadku eksportu nadwyżek generacji OZE należy mieć na uwadze, iż taka nadwyżka może pojawiać się równocześnie na dużym obszarze systemów połączonych co ograniczy możliwości eksportowe – wskazuje PSE w dokumencie.
Według stanu na dzień 31 grudnia 2023 r. PSE wydały warunki przyłączenia dla magazynów energii elektrycznej o łącznej mocy 9 689,8 MW. Zastosowania te stają się coraz bardziej opłacalne wraz ze spadkiem cen baterii. Sam rynek technologii jest perspektywiczny.
Według danych ekspertów Mckinsey w 2022 r. w bateryjne systemy magazynowania energii (BESS) zainwestowano ponad 5 miliardów dolarów, co stanowi prawie trzykrotny wzrost w porównaniu z rokiem poprzednim. Eksperci Mckinsey szacują, że do 2030 r. światowy rynek magazynów osiągnie wartość od 120 do 150 miliardów dolarów, czyli ponad dwukrotnie więcej niż obecnie. Efekt skali wpłynie na znaczne obniżenie cen baterii, tak jak obserwowaliśmy to w przypadku PV.
Barbara Adamska, prezes Polskiego Stowarzyszenia Magazynowania Energii (PSME) podkreśla, że dążenie do zeroemisyjności to obecnie priorytet wszystkich przedsiębiorstw, w szczególności tych odpowiedzialnych społecznie. Rosnąca świadomość społeczna, a także wymagania ustawowe narzucane przez UE sprawiają, że obniżanie śladu węglowego to dziś nie tylko hasła, ale nadrzędny cel wszystkich, którzy mają poczucie odpowiedzialności za środowisko.
-Wdrażanie innowacyjnych technologii, które mogą się przyczyniać do ekoefektywności firm, to konieczność, która dotyczy tak korporacji, jak i małych i średnich przedsiębiorców. Jednym z istotniejszych elementów na drodze do obniżenia śladu węglowego działalności, bez względu na jej wielkość i zakres, jest świadome korzystanie z energii elektrycznej. Narzędziem, które bez wątpienia to ułatwia, jest magazynowanie energii. W ubiegłym roku w Europie zainstalowano ponad 10 GW w bateryjnych magazynach energii. Znacząca część projektów to magazyny energii zlokalizowane „za licznikiem”, w sieci wewnętrznej przedsiębiorstwa. W Polsce ten trend jest również widoczny – wskazuje Barbara Adamska.
Zauważa, że przedsiębiorcom niekiedy brakuje wiedzy na temat dostępnych rozwiązań.
Jeżeli chcemy, żeby Polska była miejscem, w którym powstają i rozwijają się zakłady wytwórcze, musimy zapewnić przedsiębiorstwom dostęp do czystej energii, tak aby mogły spełnić wymogi dotyczące śladu węglowego i musi być to oczywiście energia konkurencyjna cenowo. Popularyzacja magazynów energii na to pozwoli – wyjaśnia ekspertka.
-Magazyn energii dla przedsiębiorcy to środek zaradczy na niewystarczające parametry jakościowe energii elektrycznej na potrzeby procesów technologicznych. Widzimy to zainteresowanie, zwłaszcza w przypadku przedsiębiorstw, które mają niezwykle wymagające procesy technologiczne oraz maszyny i urządzenia wrażliwe na zmianę parametrów jakościowych energii.
Magazyn energii jest świetnym środkiem zaradczym pozwalającym zapewnić wysoką jakość energii. Druga kwestia: przedsiębiorcy coraz częściej inwestują we własne źródła wytwórcze. Nie są w stanie zużyć całości energii, dlatego świetnym uzupełnieniem własnej instalacji wytwórczej OZE jest właśnie magazyn energii, który pozwala odłożyć to zużycie w czasie, kiedy fotowoltaika, czy turbina wiatrowa nie pracują – wskazuje.
Podkreśla, że w kontekście wykorzystania OZE warto uwzględniać cały cykl energetyczny – od zrównoważonego wytwarzania, przez inteligentną dystrybucję energii, po jej magazynowanie i efektywne wykorzystanie.
-Tylko działania kompleksowe mogą przynieść wymierne efekty – przekonuje Adamska.
Przemysł sięga też po inną opcję zapewniającą dostęp do zielonej energii – inwestuje we własne źródła energii. Jednak tu, jak zwykli inwestorzy OZE na rynku energii, spotykają się z wieloma problemami. Jednym z poważniejszych jest odmowa przyłącza instalacji ze względu na ograniczenia techniczne sieci elektroenergetycznych.
Kolejny element wydłużające się procedury uzyskiwania pozwoleń, w tym prowadzenia negocjacji z operatora systemów dystrybucyjnych (OSD). Podmiot przemysłowy realizujący na własnych gruntach inwestycję w OZE wraz z magazynem energii, musi się liczyć z tym, że inwestycja trwa kilka miesięcy, z kolei same procedury sięgają kilkunastu. To tylko utrudnia i opóźnia realizację celów dekarbonizacji polskich zakładów przemysłowych.
Jako przemysł identyfikujemy obecnie dwie podstawowy bariery - finansowe oraz te związane z brakiem przejrzystości regulacyjnej. Magazyny energii wiążą się z dużym nakładem kosztów inwestycyjnych, który musi mieć wsparcie i dofinansowanie na poziomie minimum 45 %. Do tego dochodzą procedury administracyjne, głównie przyłączeniowe do sieci elektroenergetycznej. Czas to pieniądz, a każdy projekt wymaga znacznego czas na opracowanie dokumentacji.
Budowę instalacji OZE na terenie własnych zakładów planuje także Grupa Boryszew. Boryszew jest trakcie realizacji instalacji fotowoltaicznych na dachach i terenach należących do swoich zakładów. Obecnie ich łączna moc przekracza już 2,5 MW. W ciągu dwóch najbliższych lat powinna osiągnąć moc rzędu co najmniej 10 MW[1].
Przemysł stoi w obliczu potężnych kosztowo inwestycji, dlatego inicjatywy rozwoju magazynów energii w sektorze przemysłu powinny być wspierane przez szereg instrumentów – od podatkowych do finansowych. Obecnie branża mierzy się z wieloma barierami w inwestycjach w magazyny energii.
Rządy mogą stymulować rozwój magazynów energii poprzez inwestycje publiczne w badania i rozwój, a także poprzez tworzenie programów zachęt finansowych dla prywatnych firm inwestujących w magazyny energii. Dofinansowania, ulgi podatkowe lub gwarancje kredytowe mogą przyciągać inwestorów przemysłowych. Rozwiązania można wypracować wspólnie. Kluczem jest, by przedstawić je szybko, bo dekarbonizacja przemysłu jest długotrwała
Kluczowe będzie wprowadzenie odpowiedniego systemu wsparcia w formie aukcji oraz usług systemowych, które będą gwarantować rentowność projektów.
W przypadku każdego magazynu w polskich realiach mówimy o inwestycji rzędu ok. 300 mln zł za 50 MW mocy.
Inwestycje w badania naukowe i rozwój technologii związanych z magazynowaniem energii są też kluczowe. Finansowanie projektów badawczych, współpraca międzysektorowa i promowanie innowacji mogą przyspieszyć rozwój efektywnych i ekonomicznie konkurencyjnych technologii magazynowania energii.
Przemysł jest realnie zainteresowany rozwojem sektora magazynów energii. Grupa Boryszew znalazła się wśród inwestorów w projekcie ogólnoeuropejskiej spółki Repono. Jej celem jest budowa magazynów energii (ESS) i osiągnięcie pojemności 100 GWh do 2030 r. Wiodącym inwestorem jest EIT InnoEnergy. Akcjonariuszami spółki są też - obok Grupy Boryszew - Schneider Electric, SIPLEC E.Leclerc, Stena Metall i NTM GmbH.
Strategia oraz potencjał finansowy spółki zakładają zdobycie 10 proc. udziałów w ogólnoeuropejskim rynku magazynowania energii, którego wielkość w 2030 r. może wynieść około 1 TWh. Działalność Repono przyczyni się do wzmocnienia potencjału magazynowania nadwyżek energii pochodzącej z OZE i tym samym zwiększenia dostępności i ograniczenia ryzyk związanych z rosnącym udziałem bezemisyjnej energii.
To tylko potwierdza, że kluczem są też partnerstwa międzysektorowe. Współpraca między przedsiębiorstwami, instytucjami badawczymi, rządem i organizacjami pozarządowymi może przyspieszyć rozwój i wdrożenie magazynów energii. Tworzenie partnerstw może sprzyjać wymianie wiedzy, zasobów finansowych oraz doświadczeń. Innowacje często pochodzą od mniejszych firm i startupów.
Tworzenie programów wsparcia dla startupów związanych z magazynowaniem energii może przyczynić się do szybszego wprowadzenia nowych technologii na rynek.
Mikołaj Budzanowski jest prezesem spółki Boryszew Green Energy i wiceprezesem Grupy Boryszew
Taka jest generalna konkluzja panelu "Biznes dla OZE, OZE dla biznesu", który zorganizował portal WysokieNapiecie.pl podczas Kongresu Klimatycznego.
Odnawialne źródła energii w przedsiębiorstwach przeżywają boom, oczywiście najpopularniejsza jest fotowoltaika. Nadal wąskim gardłem pozostaje przyłączenie źródeł, problemów z siecią nie udało się rozwiązać nawet wtedy, gdy cała produkcja energii z OZE ma być przeznaczona na potrzeby zakładu, czyli zużyta w ramach autokonsumpcji.
Mimo zmiany prawa energetycznego we wrześniu ubiegłego roku linia bezpośrednia nadal nie jest wykorzystywana na szeroką skalę. W rejestrze linii bezpośrednich prowadzonych przez Urząd Regulacji Energetyki, widnieje tylko jedna pozycja: linia bezpośrednia o długości 35 m. łącząca farmę fotowoltaiczną o mocy ok. 1 MW z zakładem produkcji czekolady w Mondelez w Skarbimierzu, w województwie opolskim.
Zdaniem Andrzeja Kaźmierskiego, dyrektora departamentu gospodarki niskoemisyjnej w Ministerstwie Rozwoju i Technologii, rozproszona energetyka przemysłowa nadal jest traktowana jako pewna "przeszkadzajka" w zarządzaniu systemem elektroenergetycznym. - Przykład linii bezpośredniej: ewidentnie potrzebna, ewidentnie na wezwanie kategoryczne ze strony biznesu i przemysłu stworzona, niestety właścicielem ustawy było Ministerstwo Klimatu i Środowiska i w związku z tym trzeba było z ministerstwem to negocjować - mówił podczas Polskiego Kongresu Klimatycznego.
Wskazał, że z punktu widzenia zachowania status quo sieci sieci dystrybucyjnych i przesyłowych, MKiŚ uważało, że najlepiej nie wyprowadzać linii bezpośredniej. - W efekcie powstał zapis ustawowy, który jest oceniany przez branżę, przynajmniej ustnie, jako merytorycznie poprawny, z jedną wadą: ceną, która była jedynym ustępstwem, którego musieliśmy dokonać, bo nie było zgody na pełne wdrożenie, racjonalnej, wersji zapisu - opowiadał dyrektor Kazimierski.
- Kwestia cen jest w gestii MKiŚ. Mam nadzieję, że w rozporządzeniu taryfowym zajdzie zmiana, zostanie wpisanych kilka zer - dodał.
Zdaniem Kazimierskiego, przedsiębiorstwo, które ma instalację prosumencką, powinno mieć możliwość przyłączenia większej mocy, pod warunkiem, że ma ogranicznik mocy na wyjściu 50 kW.
O problemach firm z instalacją fotowoltaiki pracującej wyłącznie na własne potrzeby WysokieNapiecie.pl pisało już kilka razy. Nie chodzi nawet o czas oczekiwania, choć - jak mówił - dodał Remigiusz Piwowarski, dyrektor ds. rozwoju w EDP Energia Polska wynosi on od od 12 do 16 miesięcy. Ale problemem jest też brak jednolitych wymogów operatorów sieci dystrybucyjnych. W przypadku dużych instalacji 300-400 kW do 2 MW, jeśli to jest instalacja bez wprowadzania energii do sieci, to nawet w ramach jednego OSD występuje zróżnicowanie wymagań. Tymczasem w krajach iberyjskich, we Włoszech i po części w krajach Beneluksu są jasne zasady przyłączenia takich instalacji do sieci - tłumaczył Piwowarski. Długie czekanie i niepewność w kwestii wydanych warunków niepotrzebnie podnosi koszty całej inwestycji.
Czytaj także: Fotowoltaika u przedsiębiorców kwitnie. Ale procedury to koszmar
- Stawiamy na autoprodukcję. Dzisiaj też widzimy, że to jest megatrend przemysłowy, przede wszystkim w najbardziej rozwiniętych krajach, we Francji, Belgii, Niemczech. Największe dzisiaj przemysły, huty stali, aluminium, akurat z tego przemysłu się wywodzę, powstają dzisiaj bezpośrednio przy źródłach wytwarzania energii, wszystko przy źródłach OZE, wiatru czy fotowoltaiki. To jest megatrend - nowy przemysł, powstaje bezpośrednio przy miejscach generacji odnawialnych źródeł energii. To jest coś, co weszło, wejdzie, stanie się przez najbliższą dekadę głównym czynnikiem wspierającym nowe inwestycje w przemyśle, czyli dostęp bezpośredni do źródeł OZE - mówił podczas Polskiego Kongresu Klimatycznego Mikołaj Budzanowski, prezes Boryszew Green Energy.
Dodał, że autoprodukcja, pod względem stopy zwrotu, jest dzisiaj najlepszą, najbardziej rentowną inwestycją w produkcji przemysłowej. - Eksportujemy nasze produkty, a tam musimy ten produkt zazieleniać - dodał. Podkreślił, że odbiorcy wymagają 100 proc. zazielenienia produktów. - W dalszym ciągu na jedno przyłącze, 1-2 MW instalacji fotowoltaicznej, nawet gdy deklarujemy, ze będzie to autokonsumpcja w 100 proc., musimy czekać 12 miesięcy - zaznaczył. Budzanowski uważa, że kwesta ta zostanie uregulowana na poziomie Komisji Europejskiej.
Leroy Merlin ma określone cele klimatyczne, które są rozliczane także w Polsce. - Zaczęliśmy od tego, co wszyscy powinni zrobić najpierw, czyli od optymalizacji energii, 20 procent oszczędności energii rok do roku udało się osiągnąć, te inwestycje już się zwracają - opowiadał Jacek Hutyra, dyrektor ds. ESG w Leroy Merlin Polska.
Kolejnym krokiem była inwestycja w fotowoltaikę, głównie do 50 kW. Teraz firma szykujemy plan na kolejne 3 lata i czterokrotnie zwiększyć liczbę instalacji. Planuje instalacje fotowoltaiczne w każdym sklepie, gdzie jest to możliwe technicznie, pod względem przyłączenia do sieci i z punktu widzenia zawartych umów. Instalacje o mocy ok. 250 kW Leroy Merlin Polska zamierza budować zarówno na dachach, jak i na parkingach.
- Nie przekroczymy z tej działalności więcej niż 15-20 proc. całkowitego własnego zużycia, bo chcemy przede wszystkim konsumować na własne potrzeby. To jest powód przede wszystkim finansowy. Nie ma sensu w naszym przypadku przewymiarowywać tych instalacji - uważa Hutyra. - Na pozostałą część, na większość, potrzebujemy umów długoterminowych w miksie wiatrowo-słonecznym. To, co widzimy, szukając partnerów do PPA, to jest niedobór projektów wiatrowych - tłumaczył Hutyra.
Wiatrowych propozycji PPA w Polsce jest mało i są droższe od ofert kupna energii słonecznej.
PPA są najprostszym rozwiązaniem z punktu widzenia świadomości dużych przedsiębiorstw, ale dostrzegamy małą jeszcze świadomość mniejszych przedsiębiorstw, które czują, że mają pewne ograniczenia. Boją się tego typu rozwiązań, bo to są kontrakty często długoterminowe - ocenił Grzegorz Butrym, dyrektor ds. rozwoju i sprzedaży PPA Polenergii Obrót.
Jego zdaniem firmy, które zajmują się wytwarzaniem i sprzedażą energii, powinny stwarzać warunki do tego, by PPA były standardowym produktem, który jest używany przez każdego przedsiębiorcę - od dużego po małego. To wymaga pewnego kompromisu po stronie banków, które finansują OZE, ograniczenia ryzyka po stronie sprzedawcy, który chce być jak najbardziej ubezpieczony i braku obaw po stronie klienta końcowego. Państwo także może wspierać regulacjami PPA, np. zabezpieczenie kontraktów.
- Nie możemy spędzać nad kontraktem PPA miesiące. To jest absolutnie nieakceptowalne z punktu widzenia efektywności biznesu, ale też zaangażowania odbiorcy i sprzedawcy - podkreślił.
Czytaj także: Jak zbudować rynek OZE?
- Energia odnawialna stała się ostatnio znacznie tańsza, niż była w ostatnich latach, między innymi dzięki temu się rozwija. Z drugiej strony mamy problemy z bilansowaniem tej energii, bo nie zawsze świeci słońce, nie zawsze wieje wiatr. Tutaj jest duże pole, żeby wykorzystywać tę elastyczność - powiedział Jacek Misiejuk, prezes zarządu ENEL X
- Odbiorcy, zarówno ci, którzy mają własne źródła, jak i ci, którzy nie mają, ale mogą w jakiś sposób zmieniać swoje zużycie, żeby brali aktywny udział w bilansowaniu tej sieci żeby jak najlepiej tę energię wykorzystywać. Żeby nie było tak, jak to się dzieje w tej chwili, że mamy jakiś poziom mocy, który musi być w podstawie niezależnie od tego, czy wieje czy świeci, po to by wykorzystać to w dzień albo wieczorem, te źródła muszą pracować całą noc, w związku z tym wyłączmy coraz częściej wiatraki wyłączamy fotowoltaikę - mówił Jacek Misiejuk.
Przypomniał, że Polska jako jedna z pierwszych wprowadziła rynek mocy. Teraz jednak wymaga on dużych zmian. - Po pierwsze, musi być tańszy. Po drugie, przede wszystkim musi być uzupełniony reformą rynku energii - ocenił.
Wskazał na dopuszczenie usług elastyczności nie tylko do rezerwy strategicznej. DSR, czyli aktywność odbiorców, jest dużą szansą na zwiększenie udziału odnawialnej energii i zmniejszenie kosztów. To wymaga zmian prawnych. - Część odbiorców mogłaby również wejść na rynek bilansujący z szybkimi usługami systemowymi, ale to niestety jest bardzo drogie. Postawione zostały takie bariery, że bardzo niewielu będzie się to opłacać. Tu na pewno potrzebne są zmiany - wskazał.
Michał Łęski, zastępca dyrektora departamentu odnawialnych źródeł energii MKiŚ zapowiedział prace między innymi nad ustawą odległościową, która ogranicza budowę elektrowni wiatrowych. Łęski przyznał, że z jednej strony jest bardzo dużo odmów wydania warunków przyłączeń OZE, ale apelował by pamiętać też o drugiej stronie medalu - przecież bardzo dużo jest samych przyłączeń.
Przedstawiciel MKiŚ przypomniał też, że Polska musi wdrożyć dyrektywę RED III. Pojawia się tam kategoria nadrzędnego interesu publicznego, z której będą korzystać inwestorzy. - Prosumenci są bardzo ważni, ale również duzi odbiorcy, którzy z tego mają konkretne korzyści - tłumaczył Michał Łęski. I dodał, że na tym skorzysta cała gospodarka.
]]>Taka jest generalna konkluzja panelu "Biznes dla OZE, OZE dla biznesu", który zorganizował portal WysokieNapiecie.pl podczas Kongresu Klimatycznego.
Odnawialne źródła energii w przedsiębiorstwach przeżywają boom, oczywiście najpopularniejsza jest fotowoltaika. Nadal wąskim gardłem pozostaje przyłączenie źródeł, problemów z siecią nie udało się rozwiązać nawet wtedy, gdy cała produkcja energii z OZE ma być przeznaczona na potrzeby zakładu, czyli zużyta w ramach autokonsumpcji.
Mimo zmiany prawa energetycznego we wrześniu ubiegłego roku linia bezpośrednia nadal nie jest wykorzystywana na szeroką skalę. W rejestrze linii bezpośrednich prowadzonych przez Urząd Regulacji Energetyki, widnieje tylko jedna pozycja: linia bezpośrednia o długości 35 m. łącząca farmę fotowoltaiczną o mocy ok. 1 MW z zakładem produkcji czekolady w Mondelez w Skarbimierzu, w województwie opolskim.
Zdaniem Andrzeja Kaźmierskiego, dyrektora departamentu gospodarki niskoemisyjnej w Ministerstwie Rozwoju i Technologii, rozproszona energetyka przemysłowa nadal jest traktowana jako pewna "przeszkadzajka" w zarządzaniu systemem elektroenergetycznym. - Przykład linii bezpośredniej: ewidentnie potrzebna, ewidentnie na wezwanie kategoryczne ze strony biznesu i przemysłu stworzona, niestety właścicielem ustawy było Ministerstwo Klimatu i Środowiska i w związku z tym trzeba było z ministerstwem to negocjować - mówił podczas Polskiego Kongresu Klimatycznego.
Wskazał, że z punktu widzenia zachowania status quo sieci sieci dystrybucyjnych i przesyłowych, MKiŚ uważało, że najlepiej nie wyprowadzać linii bezpośredniej. - W efekcie powstał zapis ustawowy, który jest oceniany przez branżę, przynajmniej ustnie, jako merytorycznie poprawny, z jedną wadą: ceną, która była jedynym ustępstwem, którego musieliśmy dokonać, bo nie było zgody na pełne wdrożenie, racjonalnej, wersji zapisu - opowiadał dyrektor Kazimierski.
- Kwestia cen jest w gestii MKiŚ. Mam nadzieję, że w rozporządzeniu taryfowym zajdzie zmiana, zostanie wpisanych kilka zer - dodał.
Zdaniem Kazimierskiego, przedsiębiorstwo, które ma instalację prosumencką, powinno mieć możliwość przyłączenia większej mocy, pod warunkiem, że ma ogranicznik mocy na wyjściu 50 kW.
O problemach firm z instalacją fotowoltaiki pracującej wyłącznie na własne potrzeby WysokieNapiecie.pl pisało już kilka razy. Nie chodzi nawet o czas oczekiwania, choć - jak mówił - dodał Remigiusz Piwowarski, dyrektor ds. rozwoju w EDP Energia Polska wynosi on od od 12 do 16 miesięcy. Ale problemem jest też brak jednolitych wymogów operatorów sieci dystrybucyjnych. W przypadku dużych instalacji 300-400 kW do 2 MW, jeśli to jest instalacja bez wprowadzania energii do sieci, to nawet w ramach jednego OSD występuje zróżnicowanie wymagań. Tymczasem w krajach iberyjskich, we Włoszech i po części w krajach Beneluksu są jasne zasady przyłączenia takich instalacji do sieci - tłumaczył Piwowarski. Długie czekanie i niepewność w kwestii wydanych warunków niepotrzebnie podnosi koszty całej inwestycji.
Czytaj także: Fotowoltaika u przedsiębiorców kwitnie. Ale procedury to koszmar
- Stawiamy na autoprodukcję. Dzisiaj też widzimy, że to jest megatrend przemysłowy, przede wszystkim w najbardziej rozwiniętych krajach, we Francji, Belgii, Niemczech. Największe dzisiaj przemysły, huty stali, aluminium, akurat z tego przemysłu się wywodzę, powstają dzisiaj bezpośrednio przy źródłach wytwarzania energii, wszystko przy źródłach OZE, wiatru czy fotowoltaiki. To jest megatrend - nowy przemysł, powstaje bezpośrednio przy miejscach generacji odnawialnych źródeł energii. To jest coś, co weszło, wejdzie, stanie się przez najbliższą dekadę głównym czynnikiem wspierającym nowe inwestycje w przemyśle, czyli dostęp bezpośredni do źródeł OZE - mówił podczas Polskiego Kongresu Klimatycznego Mikołaj Budzanowski, prezes Boryszew Green Energy.
Dodał, że autoprodukcja, pod względem stopy zwrotu, jest dzisiaj najlepszą, najbardziej rentowną inwestycją w produkcji przemysłowej. - Eksportujemy nasze produkty, a tam musimy ten produkt zazieleniać - dodał. Podkreślił, że odbiorcy wymagają 100 proc. zazielenienia produktów. - W dalszym ciągu na jedno przyłącze, 1-2 MW instalacji fotowoltaicznej, nawet gdy deklarujemy, ze będzie to autokonsumpcja w 100 proc., musimy czekać 12 miesięcy - zaznaczył. Budzanowski uważa, że kwesta ta zostanie uregulowana na poziomie Komisji Europejskiej.
Leroy Merlin ma określone cele klimatyczne, które są rozliczane także w Polsce. - Zaczęliśmy od tego, co wszyscy powinni zrobić najpierw, czyli od optymalizacji energii, 20 procent oszczędności energii rok do roku udało się osiągnąć, te inwestycje już się zwracają - opowiadał Jacek Hutyra, dyrektor ds. ESG w Leroy Merlin Polska.
Kolejnym krokiem była inwestycja w fotowoltaikę, głównie do 50 kW. Teraz firma szykujemy plan na kolejne 3 lata i czterokrotnie zwiększyć liczbę instalacji. Planuje instalacje fotowoltaiczne w każdym sklepie, gdzie jest to możliwe technicznie, pod względem przyłączenia do sieci i z punktu widzenia zawartych umów. Instalacje o mocy ok. 250 kW Leroy Merlin Polska zamierza budować zarówno na dachach, jak i na parkingach.
- Nie przekroczymy z tej działalności więcej niż 15-20 proc. całkowitego własnego zużycia, bo chcemy przede wszystkim konsumować na własne potrzeby. To jest powód przede wszystkim finansowy. Nie ma sensu w naszym przypadku przewymiarowywać tych instalacji - uważa Hutyra. - Na pozostałą część, na większość, potrzebujemy umów długoterminowych w miksie wiatrowo-słonecznym. To, co widzimy, szukając partnerów do PPA, to jest niedobór projektów wiatrowych - tłumaczył Hutyra.
Wiatrowych propozycji PPA w Polsce jest mało i są droższe od ofert kupna energii słonecznej.
PPA są najprostszym rozwiązaniem z punktu widzenia świadomości dużych przedsiębiorstw, ale dostrzegamy małą jeszcze świadomość mniejszych przedsiębiorstw, które czują, że mają pewne ograniczenia. Boją się tego typu rozwiązań, bo to są kontrakty często długoterminowe - ocenił Grzegorz Butrym, dyrektor ds. rozwoju i sprzedaży PPA Polenergii Obrót.
Jego zdaniem firmy, które zajmują się wytwarzaniem i sprzedażą energii, powinny stwarzać warunki do tego, by PPA były standardowym produktem, który jest używany przez każdego przedsiębiorcę - od dużego po małego. To wymaga pewnego kompromisu po stronie banków, które finansują OZE, ograniczenia ryzyka po stronie sprzedawcy, który chce być jak najbardziej ubezpieczony i braku obaw po stronie klienta końcowego. Państwo także może wspierać regulacjami PPA, np. zabezpieczenie kontraktów.
- Nie możemy spędzać nad kontraktem PPA miesiące. To jest absolutnie nieakceptowalne z punktu widzenia efektywności biznesu, ale też zaangażowania odbiorcy i sprzedawcy - podkreślił.
Czytaj także: Jak zbudować rynek OZE?
- Energia odnawialna stała się ostatnio znacznie tańsza, niż była w ostatnich latach, między innymi dzięki temu się rozwija. Z drugiej strony mamy problemy z bilansowaniem tej energii, bo nie zawsze świeci słońce, nie zawsze wieje wiatr. Tutaj jest duże pole, żeby wykorzystywać tę elastyczność - powiedział Jacek Misiejuk, prezes zarządu ENEL X
- Odbiorcy, zarówno ci, którzy mają własne źródła, jak i ci, którzy nie mają, ale mogą w jakiś sposób zmieniać swoje zużycie, żeby brali aktywny udział w bilansowaniu tej sieci żeby jak najlepiej tę energię wykorzystywać. Żeby nie było tak, jak to się dzieje w tej chwili, że mamy jakiś poziom mocy, który musi być w podstawie niezależnie od tego, czy wieje czy świeci, po to by wykorzystać to w dzień albo wieczorem, te źródła muszą pracować całą noc, w związku z tym wyłączmy coraz częściej wiatraki wyłączamy fotowoltaikę - mówił Jacek Misiejuk.
Przypomniał, że Polska jako jedna z pierwszych wprowadziła rynek mocy. Teraz jednak wymaga on dużych zmian. - Po pierwsze, musi być tańszy. Po drugie, przede wszystkim musi być uzupełniony reformą rynku energii - ocenił.
Wskazał na dopuszczenie usług elastyczności nie tylko do rezerwy strategicznej. DSR, czyli aktywność odbiorców, jest dużą szansą na zwiększenie udziału odnawialnej energii i zmniejszenie kosztów. To wymaga zmian prawnych. - Część odbiorców mogłaby również wejść na rynek bilansujący z szybkimi usługami systemowymi, ale to niestety jest bardzo drogie. Postawione zostały takie bariery, że bardzo niewielu będzie się to opłacać. Tu na pewno potrzebne są zmiany - wskazał.
Michał Łęski, zastępca dyrektora departamentu odnawialnych źródeł energii MKiŚ zapowiedział prace między innymi nad ustawą odległościową, która ogranicza budowę elektrowni wiatrowych. Łęski przyznał, że z jednej strony jest bardzo dużo odmów wydania warunków przyłączeń OZE, ale apelował by pamiętać też o drugiej stronie medalu - przecież bardzo dużo jest samych przyłączeń.
Przedstawiciel MKiŚ przypomniał też, że Polska musi wdrożyć dyrektywę RED III. Pojawia się tam kategoria nadrzędnego interesu publicznego, z której będą korzystać inwestorzy. - Prosumenci są bardzo ważni, ale również duzi odbiorcy, którzy z tego mają konkretne korzyści - tłumaczył Michał Łęski. I dodał, że na tym skorzysta cała gospodarka.
]]>Medialne informacje delikatnie informują, że powstające dopiero Ministerstwo Przemysłu ma już spór kompetencyjny z Ministerstwem Klimatu i Środowiska.
Chodzi oczywiście o energetykę jądrową, na dziś Departament nim zarządzający oraz kilka związanych z energetyką atomową podmiotów podległych) jest w MKiŚ. Teraz ma nastąpić transfer do MP, ale MKiŚ jednak protestuje.
Co ciekawe – ten największy spór dotyczy projektu o czasie realizacji w 2033 r. a według ostatnich informacji nawet 2033 +2.
Nie ma problemów w przejmowaniu odpowiedzialności za górnictwo, choć 10 mln ton węgla leży na zwałach. Będzie podlegać MP a MKiŚ w zasadzie tego nie chce, choć sam problem jest na dziś a właściwie na wczoraj.
Problem sporu kompetencyjnego można jednak łatwo rozwiązać. Gdzie dwóch się bije – niech trzeci korzysta. W „matrixowym” zarządzaniu energetyką można iść dalej i np. energetykę jądrową w części dotyczącej SMR przesunąć do Ministerstwa Rozwoju i Technologii (bo jest to nowa technologia), a w części projektu Westinghouse do… Ministerstwa Spraw Zagranicznych bo i tak jest załatwiane w podróżach międzynarodowych.
Sam węgiel jmógłby wziąć wtedy Minister Kultury i Dziedzictwa Narodowego (jako dziedzictwo), Laboratorium Ochrony Radiologicznej można dać do Ministerstwa Zdrowia, a NCBJ... tu jest kilka innych możliwości.
Klimat za to mógłby wziąć od Ministra Rolnictwa i Rozwoju Wsi coś takiego jak Polski Klub Wyścigów Konnych w Warszawie, bo jest w stolicy, na świeżym powietrzu, a Minister Rolnictwa ma już 103 podmioty nadzorowane.
Felietony są satyryczne i warto mieć dystans do sprawy. Ale to, że energetyka jest od szeregu lat poszatkowana decyzyjnie, to już nawet nie śmieszne, ale raczej bardzo smutne i jest problemem całej transformacji energetycznej.
Koncepcja podziału Ministerstwo Klimatu - zielone, a resorty aktywów i przemysłu - czarne mogła służyć dla greenwashingu. Była próbą jednoczesnego mrugania do Unii Europejskiej, że polityka klimatyczna jest wypełniana a do górników, że nic się nie zmieni.
Niestety jak widać finalnie działa to słabo i nie posuwa sprawy do przodu. Może więc zabrać pracę standuperom i skonsolidować to wreszcie w Ministerstwie Transformacji Energetycznej, które nie musiałoby nic udawać, o nic walczyć, ale i jednocześnie byłoby w pełni odpowiedzialne za decyzje. Taki pomysł, żeby nie było „i śmiesznie i strasznie”.
Właśnie pojawiło się nowe opracowanie Planu Rozwoju Sieci Przesyłowej PSE. Bardzo szybko w stosunku do poprzedniego (listopad 2022 r.). Niespełna dwa lata pokazują szybką zmianę trendów w energetyce i lawinowe zmiany w stosunku do poprzednich designerskich koncepcji. Co ciekawe moda zmienia się, pomimo że wciąż są te same założenia ogólne. Mamy stary PEP i KPEiK – innych zatwierdzonych aktualnie nie ma, a końcowe wyniki planu PSE (czyli modowe trendy w szafie) są jednak już trochę inne.
Kluczowe to tabelka 4.2, poprzednio strona 56, zatytułowana „struktura wytwarzania do 2032 r”, a obecnie na stronie 42 (struktura wytwarzania w 2034 r. i to w dwóch wariantach).
Warto zobaczyć, jak szybko zmieniają się prognozowane wartości, dla uproszczenia pomijając małe przesunięcie daty prognozy i to w jak krótkim czasie.
Modnie będzie więc w tym sezonie nosić się na intensywnie zielono i żółto – fotowoltaika rośnie wariantowo do 36-45 GW, wiatr lądowy (17-19 GW) i wiatr morski (ok. 12 GW), prawie trzykrotnie urósł też biogaz (2,8 GW).
Dalej w szafie o dziwo pojawiło się coś zupełnie awangardowego – choć gdzie indziej noszone już od dawna (jest teraz w tabelce) – a więc - energetyka jądrowa duża (1,1-2,3 GW) i nowość modowa (!) SMR (0,5-0,8 GW), ale tu wszyscy wiedzą, że i tak nie założymy, bo może się spóźnić dostawa od kuriera.
Na dole wstydliwie w kącie upchany węgiel przechodzący szybko do roli źródeł rezerwowych. W prognozowanych mocach nie może skonsumować dużego wydobycia polskich kopalni i widać, że realnie trzeba będzie znacznie mniej surowca.
Koniecznie polecam popatrzeć na tabelkę 4.4, która pokazuje czasy noszenia tych ubrań (udział produkcji). Rok 2034 to kompletna minimalizacja węgla – zostaje tylko na szczególne okazje. Gaz dalej wisi na wieszakach, ale już nie dokupujemy (lekko w dół do 9 GW) i zostaje jako standard zwłaszcza w sezonie jesienno-zimowym.
Na koniec absolutny hit sezonu - magazyny energii – szczególnie w wariancie SDT – ponad 15 GW, ale jak wiadomo hity sezonu zwykle kupuje się bez umiaru, więc warto zostawić nawet więcej miejsca w szafie.
W tym tempie - za dwa lata w nowym projekcie rozwoju sieci - będzie jeszcze szybciej … Energetyka mimo wszystko jest trochę konserwatywna – więc jak się raz wymieni wszystko zgodnie z nową modą, to będzie się nosić i 30 lat, a trendy jakie się pojawiają … zostają na stałe.
Protesty rolników trwale wpisują się w środowe krajobrazy stolicy – na południowej drodze do Warszawy i malowniczym skrzyżowaniu Przyczółkowa/Pałacowa objawiły się w postaci kilkunastu osób z flagami chodzących po pasach w otoczeniu migających świateł policyjnych.
To silny impuls protestu przeciw wszystkim jak leci koncepcjom Unii Europejskiej – szczególnie tym skierowanym na przyspieszenie zmian technologicznych. Teraz polską racją stanu stanie się obrona pieców gazowych (przegapiliśmy wcześniej węglowe) oraz… spalinowych samochodów.
Teoretycznie samochodów w Polsce jest ponad 27 milionów, realnie pewnie około 20 mln (reszta to złom pozostający w statystykach), ale daje to potem imponujące liczby (różne statystyki) pomiędzy 570 a 660 samochodów na 1000 mieszkańców. To trzecie miejsce w Europie, sporo powyżej średniej UE.
Z kolei na miejsce w ogonie statystyki Polska przesuwa się patrząc na średni wiek pojazdów – oficjalnie około 14 lat, ale według innych nawet 17. Nie oddamy więc naszych ulubionych aut tak łatwo i nie zgadzamy się na koncepcję zakazu rejestracji aut spalinowych po 2035 r. lub jakiś specjalnych podatków na stare maszyny, a zwłaszcza ukochanych Diesle.
W kolejnych tygodniach, miesiącach i latach na sztandarach antyunijnych protestów samochody na pewno będą grały pierwszoplanową rolę, a samochód elektryczny będzie tam wrogiem publicznym numer jeden. Na razie jest mnóstwo argumentów – za mały zasięg (efektywnie zaledwie 400-500 km), brak ładowarek w miastach i na trasach (niewykonana ustawa o elektromobilności), dywagacje w social mediach, mrożące krew w żyłach historie o elektrykach i realne wyniki sprzedaży.
Największy światowy producent (Tesla) produkuje około 1,8 mln samochodów rocznie (goni go chiński BYD). Tesla planuje 20 mln w 2030 r., wszyscy producenci oceniają, że wtedy 1/3 rynku europejskiego to będą tylko elektryki.
Protesty będą więc trzymać się mocno, a politycy będą prześcigać się w blokowaniu unijnych regulacji – nie damy wymienić Diesli. Tymczasem około 2030 r. samochody elektryczne będą tańsze niż klasyczne (te będą stanowiły pewnie zaledwie 10% produkcji nowych europejskich, amerykańskich i co najważniejsze chińskich firm). Efektywne zasięgi wzrosną do 1500 km, a szybkie stacje ładowania obecne będą na każdym kroku. Polecam popatrzeć już dziś na londyńskie latarnie uliczne z ładowarkami.
Samochód spalinowy w kolejnej dekadzie będzie rodzajem oldschoolowej zabawki lub hobbystycznego pojazdu dla nielicznych, szczególnie że poprzez kolejne opłaty emisyjne znów podrożeje paliwo, a „spalinowym” nie będzie można wjechać do centrów większości europejskich miast.
Posiadacze Passata z Dieslem (sam go miałem i wspominam z sentymentem) oczywiście nie wierzą w ten scenariusz i naciskają pedał gazu dla kolejnej porcji emisji PM2,5. Rozmawiają przy tym przez telefon komórkowy nowej generacji, który przecież (jako pierwsze wielkie niezgrabne modele) pojawił się w latach 90-tych a w XXI wieku skasował całą technologię analogową. A przecież miało się nie udać, bo kto zbuduje sieć pokrycia całego kraju….
Pierwszy iPhone to 2007 r., a 2023 r. to rynek opanowany przez smartfony. Na tym tle – pierwsza Tesla to rok 2012, czekajmy spokojnie do 2030 r. U nas (i wszędzie) nie przejdą te złowieszcze knowania Unii, podatki i zakazy dla samochodów spalinowych. Po prostu… nikt samochodów spalinowych już nie będzie kupował.
]]>Medialne informacje delikatnie informują, że powstające dopiero Ministerstwo Przemysłu ma już spór kompetencyjny z Ministerstwem Klimatu i Środowiska.
Chodzi oczywiście o energetykę jądrową, na dziś Departament nim zarządzający oraz kilka związanych z energetyką atomową podmiotów podległych) jest w MKiŚ. Teraz ma nastąpić transfer do MP, ale MKiŚ jednak protestuje.
Co ciekawe – ten największy spór dotyczy projektu o czasie realizacji w 2033 r. a według ostatnich informacji nawet 2033 +2.
Nie ma problemów w przejmowaniu odpowiedzialności za górnictwo, choć 10 mln ton węgla leży na zwałach. Będzie podlegać MP a MKiŚ w zasadzie tego nie chce, choć sam problem jest na dziś a właściwie na wczoraj.
Problem sporu kompetencyjnego można jednak łatwo rozwiązać. Gdzie dwóch się bije – niech trzeci korzysta. W „matrixowym” zarządzaniu energetyką można iść dalej i np. energetykę jądrową w części dotyczącej SMR przesunąć do Ministerstwa Rozwoju i Technologii (bo jest to nowa technologia), a w części projektu Westinghouse do… Ministerstwa Spraw Zagranicznych bo i tak jest załatwiane w podróżach międzynarodowych.
Sam węgiel jmógłby wziąć wtedy Minister Kultury i Dziedzictwa Narodowego (jako dziedzictwo), Laboratorium Ochrony Radiologicznej można dać do Ministerstwa Zdrowia, a NCBJ... tu jest kilka innych możliwości.
Klimat za to mógłby wziąć od Ministra Rolnictwa i Rozwoju Wsi coś takiego jak Polski Klub Wyścigów Konnych w Warszawie, bo jest w stolicy, na świeżym powietrzu, a Minister Rolnictwa ma już 103 podmioty nadzorowane.
Felietony są satyryczne i warto mieć dystans do sprawy. Ale to, że energetyka jest od szeregu lat poszatkowana decyzyjnie, to już nawet nie śmieszne, ale raczej bardzo smutne i jest problemem całej transformacji energetycznej.
Koncepcja podziału Ministerstwo Klimatu - zielone, a resorty aktywów i przemysłu - czarne mogła służyć dla greenwashingu. Była próbą jednoczesnego mrugania do Unii Europejskiej, że polityka klimatyczna jest wypełniana a do górników, że nic się nie zmieni.
Niestety jak widać finalnie działa to słabo i nie posuwa sprawy do przodu. Może więc zabrać pracę standuperom i skonsolidować to wreszcie w Ministerstwie Transformacji Energetycznej, które nie musiałoby nic udawać, o nic walczyć, ale i jednocześnie byłoby w pełni odpowiedzialne za decyzje. Taki pomysł, żeby nie było „i śmiesznie i strasznie”.
Właśnie pojawiło się nowe opracowanie Planu Rozwoju Sieci Przesyłowej PSE. Bardzo szybko w stosunku do poprzedniego (listopad 2022 r.). Niespełna dwa lata pokazują szybką zmianę trendów w energetyce i lawinowe zmiany w stosunku do poprzednich designerskich koncepcji. Co ciekawe moda zmienia się, pomimo że wciąż są te same założenia ogólne. Mamy stary PEP i KPEiK – innych zatwierdzonych aktualnie nie ma, a końcowe wyniki planu PSE (czyli modowe trendy w szafie) są jednak już trochę inne.
Kluczowe to tabelka 4.2, poprzednio strona 56, zatytułowana „struktura wytwarzania do 2032 r”, a obecnie na stronie 42 (struktura wytwarzania w 2034 r. i to w dwóch wariantach).
Warto zobaczyć, jak szybko zmieniają się prognozowane wartości, dla uproszczenia pomijając małe przesunięcie daty prognozy i to w jak krótkim czasie.
Modnie będzie więc w tym sezonie nosić się na intensywnie zielono i żółto – fotowoltaika rośnie wariantowo do 36-45 GW, wiatr lądowy (17-19 GW) i wiatr morski (ok. 12 GW), prawie trzykrotnie urósł też biogaz (2,8 GW).
Dalej w szafie o dziwo pojawiło się coś zupełnie awangardowego – choć gdzie indziej noszone już od dawna (jest teraz w tabelce) – a więc - energetyka jądrowa duża (1,1-2,3 GW) i nowość modowa (!) SMR (0,5-0,8 GW), ale tu wszyscy wiedzą, że i tak nie założymy, bo może się spóźnić dostawa od kuriera.
Na dole wstydliwie w kącie upchany węgiel przechodzący szybko do roli źródeł rezerwowych. W prognozowanych mocach nie może skonsumować dużego wydobycia polskich kopalni i widać, że realnie trzeba będzie znacznie mniej surowca.
Koniecznie polecam popatrzeć na tabelkę 4.4, która pokazuje czasy noszenia tych ubrań (udział produkcji). Rok 2034 to kompletna minimalizacja węgla – zostaje tylko na szczególne okazje. Gaz dalej wisi na wieszakach, ale już nie dokupujemy (lekko w dół do 9 GW) i zostaje jako standard zwłaszcza w sezonie jesienno-zimowym.
Na koniec absolutny hit sezonu - magazyny energii – szczególnie w wariancie SDT – ponad 15 GW, ale jak wiadomo hity sezonu zwykle kupuje się bez umiaru, więc warto zostawić nawet więcej miejsca w szafie.
W tym tempie - za dwa lata w nowym projekcie rozwoju sieci - będzie jeszcze szybciej … Energetyka mimo wszystko jest trochę konserwatywna – więc jak się raz wymieni wszystko zgodnie z nową modą, to będzie się nosić i 30 lat, a trendy jakie się pojawiają … zostają na stałe.
Protesty rolników trwale wpisują się w środowe krajobrazy stolicy – na południowej drodze do Warszawy i malowniczym skrzyżowaniu Przyczółkowa/Pałacowa objawiły się w postaci kilkunastu osób z flagami chodzących po pasach w otoczeniu migających świateł policyjnych.
To silny impuls protestu przeciw wszystkim jak leci koncepcjom Unii Europejskiej – szczególnie tym skierowanym na przyspieszenie zmian technologicznych. Teraz polską racją stanu stanie się obrona pieców gazowych (przegapiliśmy wcześniej węglowe) oraz… spalinowych samochodów.
Teoretycznie samochodów w Polsce jest ponad 27 milionów, realnie pewnie około 20 mln (reszta to złom pozostający w statystykach), ale daje to potem imponujące liczby (różne statystyki) pomiędzy 570 a 660 samochodów na 1000 mieszkańców. To trzecie miejsce w Europie, sporo powyżej średniej UE.
Z kolei na miejsce w ogonie statystyki Polska przesuwa się patrząc na średni wiek pojazdów – oficjalnie około 14 lat, ale według innych nawet 17. Nie oddamy więc naszych ulubionych aut tak łatwo i nie zgadzamy się na koncepcję zakazu rejestracji aut spalinowych po 2035 r. lub jakiś specjalnych podatków na stare maszyny, a zwłaszcza ukochanych Diesle.
W kolejnych tygodniach, miesiącach i latach na sztandarach antyunijnych protestów samochody na pewno będą grały pierwszoplanową rolę, a samochód elektryczny będzie tam wrogiem publicznym numer jeden. Na razie jest mnóstwo argumentów – za mały zasięg (efektywnie zaledwie 400-500 km), brak ładowarek w miastach i na trasach (niewykonana ustawa o elektromobilności), dywagacje w social mediach, mrożące krew w żyłach historie o elektrykach i realne wyniki sprzedaży.
Największy światowy producent (Tesla) produkuje około 1,8 mln samochodów rocznie (goni go chiński BYD). Tesla planuje 20 mln w 2030 r., wszyscy producenci oceniają, że wtedy 1/3 rynku europejskiego to będą tylko elektryki.
Protesty będą więc trzymać się mocno, a politycy będą prześcigać się w blokowaniu unijnych regulacji – nie damy wymienić Diesli. Tymczasem około 2030 r. samochody elektryczne będą tańsze niż klasyczne (te będą stanowiły pewnie zaledwie 10% produkcji nowych europejskich, amerykańskich i co najważniejsze chińskich firm). Efektywne zasięgi wzrosną do 1500 km, a szybkie stacje ładowania obecne będą na każdym kroku. Polecam popatrzeć już dziś na londyńskie latarnie uliczne z ładowarkami.
Samochód spalinowy w kolejnej dekadzie będzie rodzajem oldschoolowej zabawki lub hobbystycznego pojazdu dla nielicznych, szczególnie że poprzez kolejne opłaty emisyjne znów podrożeje paliwo, a „spalinowym” nie będzie można wjechać do centrów większości europejskich miast.
Posiadacze Passata z Dieslem (sam go miałem i wspominam z sentymentem) oczywiście nie wierzą w ten scenariusz i naciskają pedał gazu dla kolejnej porcji emisji PM2,5. Rozmawiają przy tym przez telefon komórkowy nowej generacji, który przecież (jako pierwsze wielkie niezgrabne modele) pojawił się w latach 90-tych a w XXI wieku skasował całą technologię analogową. A przecież miało się nie udać, bo kto zbuduje sieć pokrycia całego kraju….
Pierwszy iPhone to 2007 r., a 2023 r. to rynek opanowany przez smartfony. Na tym tle – pierwsza Tesla to rok 2012, czekajmy spokojnie do 2030 r. U nas (i wszędzie) nie przejdą te złowieszcze knowania Unii, podatki i zakazy dla samochodów spalinowych. Po prostu… nikt samochodów spalinowych już nie będzie kupował.
]]>Przedstawiamy tematy, które zainteresowały naszą redakcję w minionym tygodniu w zagranicznych mediach opiniotwórczych.
- Liczne sprawy sądowe pokazują, że łapówki i korumpowanie urzędników państwowych wciąż jest postrzegane w sektorze naftowym jako standardowe postępowanie. Najwyższy czas, aby branża zrobiła z tym porządek - pisze Javier Blas, publicysta Bloomberga.
Jak dodaje, w ciągu ostatniej dekady wszczęto ponad 15 spraw sądowych przeciwko dużym firmom handlującym ropą naftową, ich pracownikom oraz przedstawicielom.
Lista krajów, w których łapówki służyły do prowadzenia biznesu, obejmuje takie państwa jak Wenezuela, Meksyk, Brazylia, Angola, Wybrzeże Kości Słoniowej, Republika Konga, Nigeria, Malawi, Kamerun, Ghana, Gwinea Równikowa i Sudan Południowy. Skala procederu może być oczywiście znacznie większa, bo nie wiadomo, ile spraw dotychczas nie zostało ujawnionych.
Ostatnio głośnym był proces Javiera Aguilara, dyrektora średniego szczebla w Vitol Group, jednej z największych na świecie firm traderskich, któremu grozi 30 lat za łapówkarstwo w Meksyku i Ekwadorze. W innych procesach przewijają się takie czołowe firmy jak Trafigura, Gunvor czy Glencore.
Javier Blas podkreśla, że korupcji nie uda się wykorzenić bez surowych kar. Taką na pewno nie było 4 mln franków szwajcarskich i przepadek zysków związanych z łapówkarstwem, jakiego Gunvor dopuścił się w 2019 r. w Afryce. Od Szwajcarów bardziej rygorystyczni byli Amerykanie, którzy za korupcję w Ameryce Południowej zasądzili od Gunvora 375 mln zł kary oraz przepadek zysków z korupcyjnego procederu.
W 2022 r. Vitol, Glencore, Trafigura i Gunvor odnotowały łączny rekordowy dochód netto, wynoszący ponad 40 mld dolarów - sześciokrotnie wyższy niż średnia roczna w latach 2010-2020. Dlatego w branży kary za łapówki bywają traktowane jako „koszt prowadzenia działalności gospodarczej". W niektórych firmach istniał zwyczaj trzymania dużych ilości gotówki w biurkach, aby na wszelki wypadek była pod ręką.
Zdaniem Blasa, firmy naftowe przyłapane na przekupywaniu urzędników powinny stać się pariasami, niezdolnymi do konkurowania o rządowe kontrakty, a także zostać pozbawione dostępu do publicznego finansowania.
- Firmy handlujące ropą naftową odgrywają ważną rolę w kształtowaniu wyzwań związanych z transformacją energetyczną, która jest kluczowa dla zaradzenia kryzysowi klimatycznemu. Świat potrzebuje, aby traderzy byli ponadprzeciętnie uczciwi. Ostatnie sprawy sądowe pokazują, że tak nie jest - konkluduje publicysta Bloomberga.
Zobacz też: Rosyjski gaz wciąż płynie do UE przez Ukrainę. Czy po 2024 r. przestanie płynąć?
- W 2024 r. energetyka węglowa nadal będzie traciła udziały w Europie kosztem energetyki gazowej. Sprzyja temu spadek cen błękitnego paliwa, a także rosnące wykorzystanie odnawialnych źródeł energii, co wypycha z rynku na najbardziej emisyjne technologie - analizuje Reuters.
Agencja przypomina, że europejskie ceny gazu poszybowały na rekordowe poziomy w 2022 r. w następstwie ataku Rosji na Ukrainę i zmniejszenia dostaw rosyjskiego gazu do UE. W efekcie w kryzysowej sytuacji wzrosła produkcja energii elektrycznej z węgla, a ambitne cele klimatyczne musiały zostać odsunięte na drugi plan.
Jednak ceny gazu wróciły już do poziomów sprzed wybuchu wojny. Od początku tego roku spadki cen wynoszą ok. 15 proc., a w stosunku do rekordowych notowań z sierpnia 2022 r. gaz jest tańszy o 90 proc. Spadkowi cen w ostatnich miesiącach sprzyjała łagodna zima, wysokie zapasy w magazynach oraz stabilne dostawy z nowych kierunków.
Co prawda ostatnie miesiące przyniosły również duże spadki cen uprawnień do emisji CO2, które kształtują się na poziomie ok. 60 euro za tonę. Jeszcze kilka miesięcy temu przekraczały 80 euro, a na początku 2023 r. przebijały pułap 100 euro. Analitycy oceniają jednak, że przy obecnych uwarunkowaniach kosztowych ceny uprawnień do emisji musiałyby spaść do ok. 47 euro, aby elektrownie węglowe były w stanie mocniej wypchnąć z rynku energetykę gazową.
Fabian Skarboe Roenningen, wiceprezes firmy doradczej Rystad Energy, cytowany przez Reutersa, powiedział, że w 2024 r. spodziewa się dalszego wzrostu wykorzystania gazu w krajach dysponujących mocami zarówno w energetyce węglowej, jak i gazowej, takich jak Niemcy, Polska, Holandia Czechy, Grecja, Rumunia i Bułgaria.
Wiele europejskich państw już całkowicie wycofało się z węgla w energetyce, albo ma tylko pojedyńcze elektrownie, uruchamiane w przypadku dużego zapotrzebowania na moc. Tak jest we Francji, Hiszpanii, Włoszech i Wielkiej Brytanii.
Niezależnie od tego Stefan Konstantinow, analityk ICIS, zwraca uwagę na sytuację na sytuację w Niemczech, gdzie marże operacyjne zarówno elektrowni węglowych, jak i gazowych są ujemne, gdyż jednostki pracują głównie w godzinach szczytu, gdy nie są wypychane z rynku przez tanią energię z OZE.
Kondycja finansowa tamtejszych węglówek i gazówek była dobra w 2022 r., gdy Europa zmagała się również z dużą niedyspozycją francuskich elektrowni jądrowych oraz suszą, która obniżyła możliwości energetyki wodnej. W tym roku - jak na razie - nic nie wskazuje na wystąpienie podobnych problemów.
Zobacz także: Jak Europa oszczędza gaz. Bruksela pokazała dane
- Unijni producenci włókien szklanych chcą wzmocnienia ochrony rynku w reakcji na ekspansję grupy Jushi, chińskiego potentata, który rozbudowuje swoje moce produkcyjne w Egipcie - donosi Politico.
Włókna szklane służą do wzmacniania materiałów kompozytowych i znajdują szerokie zastosowanie w produkcji przemysłowej, m.in. w łopatach turbin wiatrowych, motoryzacji, budownictwie czy w AGD.
Komisja Europejska w przeszłości już dwukrotnie nakładała cła na chińskie produkty - w 2011 oraz 2013 r. - po czym Jushi zaczęła inwestować w Egipcie. Unijne cło na włókno szklane wyprodukowane w egipskich fabrykach wynosi nieco ponad 13 proc. wobec ponad 30 proc. dla takich samych produktów "made in China".
Całkowite moce produkcyjne Jushi wynoszą ok. 1,8 mln ton włókien szklanych rocznie, co czyni je znacznie większymi niż cały europejskiego przemysłu. Rynek spodziewa się, że egipska fabryka chińskiej grupy wiosną tego roku osiągnie produkcję na poziomie 380-400 tys. ton rocznie. Natomiast wszyscy producenci zlokalizowani na terenie UE wytwarzają ok. 600 tys. ton rocznie, mając przy tym spory zapas niewykorzystanych zdolności produkcyjnych.
Branżowe stowarzyszenie Glass Fibre Europe podkreśla, że Jushi zwiększa produkcję w Egipcie, aby korzystać z niższych ceł. Jednocześnie specjalną strefę ekonomiczną, w której znajduje się fabryka Jushi, określa jako "enklawę Chin w Egipcie", gdyż w 80 proc. stanowi ona własność jednej chińskich agencji państwowych i portowego miasta Tiencin.
Glass Fibre Europe uważa, że bez zaostrzenia kontroli importu unijni producenci włókna szklanego będą zagrożeni. Ponadto ostrzega, że brak odpowiednich działań może doprowadzić do utraty przez Unię kontroli nad łańcuchem dostaw w kolejnej strategicznej dziedzinie - tak, jak miało to miejsce wcześniej z fotowoltaiką.
Ludovic Piraux, dyrektor generalny belgijskiego producenta włókien szklanych 3B, a także przewodniczący Glass Fibre Europe, w rozmowie z Politico stwierdził, że Chiny kontrolując produkcję włókna szklanego będą mogły przejąć kontrolę również nad łańcuchem wartości w innych sektorach, w których ten materiał znajduje zastosowanie.
KE nie wyklucza wszczęcia postępowania antydumpingowego, gdyby pojawiły wystarczające dowody na to, że produkty pochodzące z Egiptu mogą zaszkodzić przemysłowi w UE.
Zobacz również: Rząd chce zielonych gigainwestycji, ale polskie firmy oczekują wsparcia
- W Chinach rośnie liczba zamykanych fabryk samochodów. Powód to duża nadpodaż mocy produkcyjnych oraz rozwój elektromobilności, która wypycha z rynku pojazdy spalinowe - pisze "Financial Times".
Przykładem jest zakład w Chongqing w południowo-zachodnich Chinach, w który zainwestował w 2017 r. południowokoreański Hyundai. Warte 1,15 mld dolarów przedsięwzięcie zakładało osiągnięcie produkcji 300 tys. samochodów spalinowych rocznie. W grudniu 2023 r. koncern sprzedał fabrykę za mniej niż 1/4 wartości inwestycji.
Wymusiła to sytuacja rynkowa. W ubiegłym roku produkcja aut spalinowych w Chinach była o 37 proc. niższa niż w 2017 r., a udział elektryków wśród samochodów, które wyjechały z fabryk, wynosił już około 1/3.
Bill Russo, były szef Chryslera w Chinach i założyciel firmy doradczej Automobility, ocenia, że gwałtowny spadek sprzedaży samochodów spalinowych spowodował, że fabryki w Chinach osiągnęły wykorzystanie tylko połowy swoich łącznych mocy produkcyjnych, szacowanych na ok. 50 mln pojazdów rocznie. Część zakładów może zostać przystosowana do produkcji hybryd lub elektryków, ale pozostałe czeka zamknięcie.
"Financial Times" zwraca uwagę, że wojna cenowa w chińskim sektorze motoryzacyjnym wywiera dużą presję zagraniczne koncerny. Wśród nich są takie grupy jak Toyota, Volkswagen czy General Motors, które wolniej wchodziły w elektromobilność i przez to szybko tracą udziały w rynku na rzecz takich graczy jak Tesla czy BYD.
W odpowiedzi na pogarszającą się koniunkturę w Chinach tamtejsze firmy zwiększają eksport tanich samochodów spalinowych do Rosji, z której wielu zagranicznych producentów wycofało się w reakcji na rosyjską agresję na Ukrainę. Analitycy mają jednak wątpliwości czy Rosja oraz inne kraje rozwijające się będą wstanie wchłonąć nadwyżki chińskich spalinówek.
Również zagraniczne koncerny mające fabryki w Państwie Środka próbują eksportować coraz więcej samochodów ze swoich chińskich zakładów. W tym przypadku eksperci oceniają jednak, że takie działania mogą zaszkodzić fabrykom tych koncernów na innych rynkach.
Zobacz też: Samochody elektryczne obniżą koszty transformacji energetycznej?
]]>Przedstawiamy tematy, które zainteresowały naszą redakcję w minionym tygodniu w zagranicznych mediach opiniotwórczych.
- Liczne sprawy sądowe pokazują, że łapówki i korumpowanie urzędników państwowych wciąż jest postrzegane w sektorze naftowym jako standardowe postępowanie. Najwyższy czas, aby branża zrobiła z tym porządek - pisze Javier Blas, publicysta Bloomberga.
Jak dodaje, w ciągu ostatniej dekady wszczęto ponad 15 spraw sądowych przeciwko dużym firmom handlującym ropą naftową, ich pracownikom oraz przedstawicielom.
Lista krajów, w których łapówki służyły do prowadzenia biznesu, obejmuje takie państwa jak Wenezuela, Meksyk, Brazylia, Angola, Wybrzeże Kości Słoniowej, Republika Konga, Nigeria, Malawi, Kamerun, Ghana, Gwinea Równikowa i Sudan Południowy. Skala procederu może być oczywiście znacznie większa, bo nie wiadomo, ile spraw dotychczas nie zostało ujawnionych.
Ostatnio głośnym był proces Javiera Aguilara, dyrektora średniego szczebla w Vitol Group, jednej z największych na świecie firm traderskich, któremu grozi 30 lat za łapówkarstwo w Meksyku i Ekwadorze. W innych procesach przewijają się takie czołowe firmy jak Trafigura, Gunvor czy Glencore.
Javier Blas podkreśla, że korupcji nie uda się wykorzenić bez surowych kar. Taką na pewno nie było 4 mln franków szwajcarskich i przepadek zysków związanych z łapówkarstwem, jakiego Gunvor dopuścił się w 2019 r. w Afryce. Od Szwajcarów bardziej rygorystyczni byli Amerykanie, którzy za korupcję w Ameryce Południowej zasądzili od Gunvora 375 mln zł kary oraz przepadek zysków z korupcyjnego procederu.
W 2022 r. Vitol, Glencore, Trafigura i Gunvor odnotowały łączny rekordowy dochód netto, wynoszący ponad 40 mld dolarów - sześciokrotnie wyższy niż średnia roczna w latach 2010-2020. Dlatego w branży kary za łapówki bywają traktowane jako „koszt prowadzenia działalności gospodarczej". W niektórych firmach istniał zwyczaj trzymania dużych ilości gotówki w biurkach, aby na wszelki wypadek była pod ręką.
Zdaniem Blasa, firmy naftowe przyłapane na przekupywaniu urzędników powinny stać się pariasami, niezdolnymi do konkurowania o rządowe kontrakty, a także zostać pozbawione dostępu do publicznego finansowania.
- Firmy handlujące ropą naftową odgrywają ważną rolę w kształtowaniu wyzwań związanych z transformacją energetyczną, która jest kluczowa dla zaradzenia kryzysowi klimatycznemu. Świat potrzebuje, aby traderzy byli ponadprzeciętnie uczciwi. Ostatnie sprawy sądowe pokazują, że tak nie jest - konkluduje publicysta Bloomberga.
Zobacz też: Rosyjski gaz wciąż płynie do UE przez Ukrainę. Czy po 2024 r. przestanie płynąć?
- W 2024 r. energetyka węglowa nadal będzie traciła udziały w Europie kosztem energetyki gazowej. Sprzyja temu spadek cen błękitnego paliwa, a także rosnące wykorzystanie odnawialnych źródeł energii, co wypycha z rynku na najbardziej emisyjne technologie - analizuje Reuters.
Agencja przypomina, że europejskie ceny gazu poszybowały na rekordowe poziomy w 2022 r. w następstwie ataku Rosji na Ukrainę i zmniejszenia dostaw rosyjskiego gazu do UE. W efekcie w kryzysowej sytuacji wzrosła produkcja energii elektrycznej z węgla, a ambitne cele klimatyczne musiały zostać odsunięte na drugi plan.
Jednak ceny gazu wróciły już do poziomów sprzed wybuchu wojny. Od początku tego roku spadki cen wynoszą ok. 15 proc., a w stosunku do rekordowych notowań z sierpnia 2022 r. gaz jest tańszy o 90 proc. Spadkowi cen w ostatnich miesiącach sprzyjała łagodna zima, wysokie zapasy w magazynach oraz stabilne dostawy z nowych kierunków.
Co prawda ostatnie miesiące przyniosły również duże spadki cen uprawnień do emisji CO2, które kształtują się na poziomie ok. 60 euro za tonę. Jeszcze kilka miesięcy temu przekraczały 80 euro, a na początku 2023 r. przebijały pułap 100 euro. Analitycy oceniają jednak, że przy obecnych uwarunkowaniach kosztowych ceny uprawnień do emisji musiałyby spaść do ok. 47 euro, aby elektrownie węglowe były w stanie mocniej wypchnąć z rynku energetykę gazową.
Fabian Skarboe Roenningen, wiceprezes firmy doradczej Rystad Energy, cytowany przez Reutersa, powiedział, że w 2024 r. spodziewa się dalszego wzrostu wykorzystania gazu w krajach dysponujących mocami zarówno w energetyce węglowej, jak i gazowej, takich jak Niemcy, Polska, Holandia Czechy, Grecja, Rumunia i Bułgaria.
Wiele europejskich państw już całkowicie wycofało się z węgla w energetyce, albo ma tylko pojedyńcze elektrownie, uruchamiane w przypadku dużego zapotrzebowania na moc. Tak jest we Francji, Hiszpanii, Włoszech i Wielkiej Brytanii.
Niezależnie od tego Stefan Konstantinow, analityk ICIS, zwraca uwagę na sytuację na sytuację w Niemczech, gdzie marże operacyjne zarówno elektrowni węglowych, jak i gazowych są ujemne, gdyż jednostki pracują głównie w godzinach szczytu, gdy nie są wypychane z rynku przez tanią energię z OZE.
Kondycja finansowa tamtejszych węglówek i gazówek była dobra w 2022 r., gdy Europa zmagała się również z dużą niedyspozycją francuskich elektrowni jądrowych oraz suszą, która obniżyła możliwości energetyki wodnej. W tym roku - jak na razie - nic nie wskazuje na wystąpienie podobnych problemów.
Zobacz także: Jak Europa oszczędza gaz. Bruksela pokazała dane
- Unijni producenci włókien szklanych chcą wzmocnienia ochrony rynku w reakcji na ekspansję grupy Jushi, chińskiego potentata, który rozbudowuje swoje moce produkcyjne w Egipcie - donosi Politico.
Włókna szklane służą do wzmacniania materiałów kompozytowych i znajdują szerokie zastosowanie w produkcji przemysłowej, m.in. w łopatach turbin wiatrowych, motoryzacji, budownictwie czy w AGD.
Komisja Europejska w przeszłości już dwukrotnie nakładała cła na chińskie produkty - w 2011 oraz 2013 r. - po czym Jushi zaczęła inwestować w Egipcie. Unijne cło na włókno szklane wyprodukowane w egipskich fabrykach wynosi nieco ponad 13 proc. wobec ponad 30 proc. dla takich samych produktów "made in China".
Całkowite moce produkcyjne Jushi wynoszą ok. 1,8 mln ton włókien szklanych rocznie, co czyni je znacznie większymi niż cały europejskiego przemysłu. Rynek spodziewa się, że egipska fabryka chińskiej grupy wiosną tego roku osiągnie produkcję na poziomie 380-400 tys. ton rocznie. Natomiast wszyscy producenci zlokalizowani na terenie UE wytwarzają ok. 600 tys. ton rocznie, mając przy tym spory zapas niewykorzystanych zdolności produkcyjnych.
Branżowe stowarzyszenie Glass Fibre Europe podkreśla, że Jushi zwiększa produkcję w Egipcie, aby korzystać z niższych ceł. Jednocześnie specjalną strefę ekonomiczną, w której znajduje się fabryka Jushi, określa jako "enklawę Chin w Egipcie", gdyż w 80 proc. stanowi ona własność jednej chińskich agencji państwowych i portowego miasta Tiencin.
Glass Fibre Europe uważa, że bez zaostrzenia kontroli importu unijni producenci włókna szklanego będą zagrożeni. Ponadto ostrzega, że brak odpowiednich działań może doprowadzić do utraty przez Unię kontroli nad łańcuchem dostaw w kolejnej strategicznej dziedzinie - tak, jak miało to miejsce wcześniej z fotowoltaiką.
Ludovic Piraux, dyrektor generalny belgijskiego producenta włókien szklanych 3B, a także przewodniczący Glass Fibre Europe, w rozmowie z Politico stwierdził, że Chiny kontrolując produkcję włókna szklanego będą mogły przejąć kontrolę również nad łańcuchem wartości w innych sektorach, w których ten materiał znajduje zastosowanie.
KE nie wyklucza wszczęcia postępowania antydumpingowego, gdyby pojawiły wystarczające dowody na to, że produkty pochodzące z Egiptu mogą zaszkodzić przemysłowi w UE.
Zobacz również: Rząd chce zielonych gigainwestycji, ale polskie firmy oczekują wsparcia
- W Chinach rośnie liczba zamykanych fabryk samochodów. Powód to duża nadpodaż mocy produkcyjnych oraz rozwój elektromobilności, która wypycha z rynku pojazdy spalinowe - pisze "Financial Times".
Przykładem jest zakład w Chongqing w południowo-zachodnich Chinach, w który zainwestował w 2017 r. południowokoreański Hyundai. Warte 1,15 mld dolarów przedsięwzięcie zakładało osiągnięcie produkcji 300 tys. samochodów spalinowych rocznie. W grudniu 2023 r. koncern sprzedał fabrykę za mniej niż 1/4 wartości inwestycji.
Wymusiła to sytuacja rynkowa. W ubiegłym roku produkcja aut spalinowych w Chinach była o 37 proc. niższa niż w 2017 r., a udział elektryków wśród samochodów, które wyjechały z fabryk, wynosił już około 1/3.
Bill Russo, były szef Chryslera w Chinach i założyciel firmy doradczej Automobility, ocenia, że gwałtowny spadek sprzedaży samochodów spalinowych spowodował, że fabryki w Chinach osiągnęły wykorzystanie tylko połowy swoich łącznych mocy produkcyjnych, szacowanych na ok. 50 mln pojazdów rocznie. Część zakładów może zostać przystosowana do produkcji hybryd lub elektryków, ale pozostałe czeka zamknięcie.
"Financial Times" zwraca uwagę, że wojna cenowa w chińskim sektorze motoryzacyjnym wywiera dużą presję zagraniczne koncerny. Wśród nich są takie grupy jak Toyota, Volkswagen czy General Motors, które wolniej wchodziły w elektromobilność i przez to szybko tracą udziały w rynku na rzecz takich graczy jak Tesla czy BYD.
W odpowiedzi na pogarszającą się koniunkturę w Chinach tamtejsze firmy zwiększają eksport tanich samochodów spalinowych do Rosji, z której wielu zagranicznych producentów wycofało się w reakcji na rosyjską agresję na Ukrainę. Analitycy mają jednak wątpliwości czy Rosja oraz inne kraje rozwijające się będą wstanie wchłonąć nadwyżki chińskich spalinówek.
Również zagraniczne koncerny mające fabryki w Państwie Środka próbują eksportować coraz więcej samochodów ze swoich chińskich zakładów. W tym przypadku eksperci oceniają jednak, że takie działania mogą zaszkodzić fabrykom tych koncernów na innych rynkach.
Zobacz też: Samochody elektryczne obniżą koszty transformacji energetycznej?
]]>Założona przez Billa Gatesa firma Terra Power ogłosiła właśnie, że w czerwcu tego roku zamierza rozpocząć budowę pierwszej elektrowni z reaktorem IV generacji o nazwie Natrium.
Firmą kieruje Chris Levesque, były oficer na atomowych okrętach podwodnych US Navy. Jego deklaracje wiele wspólnego mają z wojskową stylem zarządzania, w którym cywile mają mało do powiedzenia. Levesque oświadczył bowiem, że jeszcze w marcu Terra Power wystąpi do amerykańskiego dozoru o licencję na budowę reaktora, a w czerwcu zacznie pierwsze prace w miejscowości Kemmerer w stanie Wyoming, nie oglądając się na to, czy dostanie zgodę, czy nie.
Terra Power tłumaczy, że pierwsze prace budowlane są całkowicie typowe i w zasadzie żadnej atomowej licencji nie wymagają. Firma planuje, że pierwszy blok z reaktorem Natrium mógłby ruszyć około roku 2030.
Terra Power zgromadziła dotychczas około miliarda dolarów kapitału od prywatnych inwestorów. Natrium to chłodzony ciekłym sodem reaktor na szybkich neutronach, o podstawowej mocy 345 MWe, którą można jakoby zwiększyć na żądanie na krótki czas do 500 MWe. Projekt zakłada integrację w ramach bloku magazynu ciepła.
Dłuższa praca elektrowni jądrowych może pomóc w osiągnięciu celów klimatycznych, ale przyszłość tej technologii nie jest pewna - ogłosiła szefowa Komisji Europejskiej Ursula von der Leyen w czasie brukselskiej konferencji poświęconej przyszłości atomu.
Przyznała, że dłuższa praca europejskich elektrowni atomowych to jeden z najtańszych sposobów na produkcję wielkich ilości bezemisyjnej energii elektrycznej. Jednocześnie postawiła znak zapytania na przyszłością atomu. - Udział atomu spada, a energetyka jądrowa stoi przed poważnymi wyzwaniami, bo projekty mają poważne opóźnienia i znacząco przekroczone budżety - stwierdziła von der Leyen.
Jej zdaniem przyszłość energetyki jądrowej zależy od zdolności branży do dotrzymywania harmonogramów i budżetów. A to, jak wiadomo, nie wygląda najlepiej, przynajmniej tam, gdzie buduje się w warunkach wolnorynkowych. Polski rząd nie zmienia zamiarów co do budowy pierwszej elektrowni jądrowej, choć to, że będzie opóźniona w stosunku do harmonogramu jest już powszechnie przyznawane.
Opóźnia się wyłonienie nowego zarządu Orlenu. Rada Nadzorcza koncernu poinformowała, że kandydatów jest tak dużo (prawie 30 na jedno miejsce), że rozmowy z nimi potrwają dłużej niż planowano. Orlen w konkursie zamierza obsadzić stanowisko prezesa i 8 wiceprezesów.
Niczym zakończył się również konkurs na stanowisko prezesa Jastrzębskiej Spółki Węglowej. Rada Nadzorcza zdecydowała się powtórzyć nabór kandydatów. Rozmowy z nimi zaczną się 17 kwietnia, zatem największy producent węgla koksującego w Europie jeszcze przez co najmniej miesiąc nie będzie miał stałych władz.
Anulowany konkurs dotyczył prezesa i wiceprezesów - do spraw ekonomicznych oraz rozwoju. W JSW na stałe jest na razie tylko dwoje wiceprezesów - do spraw technicznych i operacyjnych, oraz do spraw handlu.
Nowy zarząd w prawie pełnym składzie ma za to Grupa Azoty. Prezesem został Adam Leszkiewicz, który za rządów PO-PSL był prezesem należących do Azorów Zakładów Azotowych Kędzierzyn, a wcześniej wiceministrem skarbu. Azoty poszukują jeszcze wiceprezesa na miejsce odwołanego Marka Wadowskiego.
Części małych akcjonariuszy kontrolowanej przez Orlen Energi udało się uzyskać prawomocny wyrok sądu, uchylający decyzję o wycofaniu spółki z giełdy. Sąd Okręgowy w Gdańsku oddalił bowiem apelację Energi od wyroku, uchylającego uchwałę walnego spółki z października 2022 roku o wycofaniu akcji z giełdy.
Wyrok oznacza, że Energa pozostanie na giełdzie. Obecnie prawie 91% akcji, dających ponad 93% głosów na Walnym Zgromadzeniu ma Orlen. Do zdjęcia Energi z giełdy dążyła poprzednia orlenowska Ekipa, z Danielem Obajtkiem na czele. Jesienią 2020 roku w wyniku wezwania na 20% akcji Energi pozostających poza kontrolą Orlenu koncernowi udało się skupić nieco ponad połowę. Obajtek potem próbował zdjąć Energię z giełdy, ale sądy potwierdziły rację sprzeciwiających się temu akcjonariuszy.
]]>Założona przez Billa Gatesa firma Terra Power ogłosiła właśnie, że w czerwcu tego roku zamierza rozpocząć budowę pierwszej elektrowni z reaktorem IV generacji o nazwie Natrium.
Firmą kieruje Chris Levesque, były oficer na atomowych okrętach podwodnych US Navy. Jego deklaracje wiele wspólnego mają z wojskową stylem zarządzania, w którym cywile mają mało do powiedzenia. Levesque oświadczył bowiem, że jeszcze w marcu Terra Power wystąpi do amerykańskiego dozoru o licencję na budowę reaktora, a w czerwcu zacznie pierwsze prace w miejscowości Kemmerer w stanie Wyoming, nie oglądając się na to, czy dostanie zgodę, czy nie.
Terra Power tłumaczy, że pierwsze prace budowlane są całkowicie typowe i w zasadzie żadnej atomowej licencji nie wymagają. Firma planuje, że pierwszy blok z reaktorem Natrium mógłby ruszyć około roku 2030.
Terra Power zgromadziła dotychczas około miliarda dolarów kapitału od prywatnych inwestorów. Natrium to chłodzony ciekłym sodem reaktor na szybkich neutronach, o podstawowej mocy 345 MWe, którą można jakoby zwiększyć na żądanie na krótki czas do 500 MWe. Projekt zakłada integrację w ramach bloku magazynu ciepła.
Dłuższa praca elektrowni jądrowych może pomóc w osiągnięciu celów klimatycznych, ale przyszłość tej technologii nie jest pewna - ogłosiła szefowa Komisji Europejskiej Ursula von der Leyen w czasie brukselskiej konferencji poświęconej przyszłości atomu.
Przyznała, że dłuższa praca europejskich elektrowni atomowych to jeden z najtańszych sposobów na produkcję wielkich ilości bezemisyjnej energii elektrycznej. Jednocześnie postawiła znak zapytania na przyszłością atomu. - Udział atomu spada, a energetyka jądrowa stoi przed poważnymi wyzwaniami, bo projekty mają poważne opóźnienia i znacząco przekroczone budżety - stwierdziła von der Leyen.
Jej zdaniem przyszłość energetyki jądrowej zależy od zdolności branży do dotrzymywania harmonogramów i budżetów. A to, jak wiadomo, nie wygląda najlepiej, przynajmniej tam, gdzie buduje się w warunkach wolnorynkowych. Polski rząd nie zmienia zamiarów co do budowy pierwszej elektrowni jądrowej, choć to, że będzie opóźniona w stosunku do harmonogramu jest już powszechnie przyznawane.
Opóźnia się wyłonienie nowego zarządu Orlenu. Rada Nadzorcza koncernu poinformowała, że kandydatów jest tak dużo (prawie 30 na jedno miejsce), że rozmowy z nimi potrwają dłużej niż planowano. Orlen w konkursie zamierza obsadzić stanowisko prezesa i 8 wiceprezesów.
Niczym zakończył się również konkurs na stanowisko prezesa Jastrzębskiej Spółki Węglowej. Rada Nadzorcza zdecydowała się powtórzyć nabór kandydatów. Rozmowy z nimi zaczną się 17 kwietnia, zatem największy producent węgla koksującego w Europie jeszcze przez co najmniej miesiąc nie będzie miał stałych władz.
Anulowany konkurs dotyczył prezesa i wiceprezesów - do spraw ekonomicznych oraz rozwoju. W JSW na stałe jest na razie tylko dwoje wiceprezesów - do spraw technicznych i operacyjnych, oraz do spraw handlu.
Nowy zarząd w prawie pełnym składzie ma za to Grupa Azoty. Prezesem został Adam Leszkiewicz, który za rządów PO-PSL był prezesem należących do Azorów Zakładów Azotowych Kędzierzyn, a wcześniej wiceministrem skarbu. Azoty poszukują jeszcze wiceprezesa na miejsce odwołanego Marka Wadowskiego.
Części małych akcjonariuszy kontrolowanej przez Orlen Energi udało się uzyskać prawomocny wyrok sądu, uchylający decyzję o wycofaniu spółki z giełdy. Sąd Okręgowy w Gdańsku oddalił bowiem apelację Energi od wyroku, uchylającego uchwałę walnego spółki z października 2022 roku o wycofaniu akcji z giełdy.
Wyrok oznacza, że Energa pozostanie na giełdzie. Obecnie prawie 91% akcji, dających ponad 93% głosów na Walnym Zgromadzeniu ma Orlen. Do zdjęcia Energi z giełdy dążyła poprzednia orlenowska Ekipa, z Danielem Obajtkiem na czele. Jesienią 2020 roku w wyniku wezwania na 20% akcji Energi pozostających poza kontrolą Orlenu koncernowi udało się skupić nieco ponad połowę. Obajtek potem próbował zdjąć Energię z giełdy, ale sądy potwierdziły rację sprzeciwiających się temu akcjonariuszy.
]]>Przedstawiamy tematy, które zainteresowały naszą redakcję w minionym tygodniu w zagranicznych mediach opiniotwórczych.
- Europa jest na dobrej drodze, aby zakończyć zimę z rekordową ilością gazu w magazynach - wskazuje w komentarzu John Kemp, analityk Reutersa. Jednocześnie zastrzega, że decydenci nie powinni popadać w samozadowolenie, gdyż duża w tym zasługa wyjątkowo korzystnej pogody.
W kryzysowym sezonie zimowym 2022-23, czyli podczas pierwszej pełnej zimy po agresji Rosji na Ukrainę, wdrożone oszczędności oraz sprzyjające warunki atmosferyczne pozwoliły Europie spokojnie doczekać do wiosny. Jednocześnie wyższe od wieloletniej średniej poziomy wypełnienia magazynów pozwoliły łatwiej zgromadzić surowiec na zimę 2023-24, a także obniżyć jego ceny.
Do definitywnego zakończenia obecnego okresu grzewczego pozostało praktycznie kilka tygodni, a pogoda kolejny rok z rzędu sprzyjała Europie - zwłaszcza w grudniu oraz lutym.
Aura nie dość, że była wyjątkowo łagodna, to do tego dosyć wietrzna, co pozwoliło na lepsze wykorzystanie energetyki wiatrowej. Rzadziej niż w minionych latach odnotowywano tzw. "dunkelflaute", czyli okresy bezwietrznej i pochmurnej pogody, jaka dodatkowo ogranicza produkcję energii z fotowoltaiki - mniej produktywnej w krótkie zimowe dni.
Według klimatologów z Hadley Centre, brytyjskiego ośrodka badawczego, wpływ na ostatnie łagodne zimy miała oscylacja północnoatlantycka (NAO), czyli cyrkulacja powietrza i wody oceanicznej na obszarze północnego Atlantyku. W zależności od stanu oscylacji zachodnie wiatry kierują ciepłe i wilgotne powietrze znad oceanu w stronę południowej lub północnej Europy.
NAO jest znacznie bardziej niestabilna i trudniejsza do prognozowania niż bardziej znane zjawiska El Niño oraz La Niña na Pacyfiku. Reuters wskazuje jednak, że w ostatnich latach badacze poczynili w tym temacie postępy i już w listopadzie możliwe staje się całkiem dokładne prognozowanie przebiegu NAO i jego wpływu na pogodę zimą.
Według stanu na 10 marca, zapasy gazu w magazynach w Unii Europejskiej i Wielkiej Brytanii były o 67 proc. wyższe od średniej z poprzednich 10 lat. John Kemp zaznacza jednak, że kolejna zima może już nie być dla Europy tak łaskawa, więc decydenci nie mogą obniżać swojej czujności.
- Europejscy przywódcy postąpiliby nierozsądnie, gdyby po raz trzeci zdawali się na szczęście. Decydenci i branża energetyczna muszą rozważyć, jak poradziliby sobie, gdyby następna zima charakteryzowała się niekorzystną NAO, większym zapotrzebowaniem na ciepło i mniejszą produkcją energii wiatrowej - podsumowuje analityk Reutersa.
Zobacz także: Rząd chce zielonych gigainwestycji, ale polskie firmy oczekują wsparcia
- Amerykańscy producenci fotowoltaiki chcą podwyższenia i dotychczasowych ceł na chińskie panele. Import z Państwa Środka wciąż pozostaje tańszy mimo hojnych subsydiów dla produkcji fotowoltaiki w USA - donosi "Financial Times".
Napływ taniego importu sprawia, że ceny na amerykańskim rynku osiągają rekordowo niskie poziomy. Chińczycy produkują prawie trzykrotnie więcej paneli PV niż wynosi globalne zapotrzebowanie, przez co w ubiegłym roku ceny spadły o prawie 50 proc. Korzystają na tym odbiorcy, którzy chcą inwestować w energetykę słoneczną, ale z drugiej strony zagraża to rodzimym producentom.
Ponadto podkopuje to również założenia ustawy Inflation Reduction Act (IRA), przygotowanej przez administrację prezydenta Joe Bidena. Dzięki IRA miały zostać wzmocnione krajowe łańcuchy dostaw w technologiach związanych z transformacją energetyczną. Przemysł fotowoltaiczny boi się jednak o swoją przyszłość i mimo dostępnych subsydiów wycofuje się wcześniej planowanych inwestycji.
Wśród takich przypadków znajduje się CubicPV, wspierany przez Billa Gatesa producent płytek do paneli, który pod koniec 2022 r. zapowiedział budowę zakładu mocach produkcyjnych sięgających 10 GW. Teraz wstrzymuje te plany z powodu „dramatycznego spadku” cen. Z kolei szef First Solar, największego amerykańskiego producenta technologii fotowoltaicznych, ocenił, że USA moga w praktyce stać się "przedłużeniem chińskiej inicjatywy Pasa i Szlaku”.
First Solar nie spodziewa się, że IRA zostanie wycofana po ewentualnej wygranej Donalda Trumpa w jesiennych wyborach prezydenckich. Jednocześnie przestrzega, że wycofanie dotacji i brak wysokich ceł mogłyby doprowadzić w USA do europejskiego scenariusza, czyli całkowitego zalania rynku przez chińskie panele PV i wyniszczenia krajowej produkcji.
Według raportu BloombergNEF, na który powołuje się "Financial Times", Stany Zjednoczone od stycznia do listopada 2023 r. zaimportowały z południowo-wschodniej Azji rekordowe 50 GW paneli. BloombergNEF szacuje, że do końca 2024 r. ceny importu z tego kierunku będą wynosić niespełna 16 centów za wat wobec ponad 18 centów w przypadku wyrobów wyprodukowanych w USA.
Zobacz też: Szykuje się rewolucja w aukcjach OZE
W inny sposób do chińskiej nadprodukcji paneli fotowoltaicznych podchodzą David Fickling oraz Tim Culpan, publicyści Bloomberga, którzy upatrują w niej szans na przyspieszenie globalnej transformacji energetycznej.
Zachodni producenci popychają tamtejsze rządy do stawiania barier przed panelami PV, których nadwyżki chińskie firmy chcą upłynnić na rynkach zagranicznych. Skala nadprodukcji martwi również kluczowe chińskie podmioty.
Niedawno prezes Longi Green Energy Technology, największego producenta paneli na świecie, stwierdził, że Pekin powinien ograniczyć napływ na rynek produktów najniższej jakości. Natomiast wcześniej szef grupy Trina Solar, globalnego gracza nr 3, podkreślił, że spadek cen jest tak duży, że nie pozwala generować zysków.
Publicyści Bloomberga przyznają, że ta sytuacja może przywodzić na myśl wizję nadciągającego krachu, a interwencja Pekinu mogłaby pomóc przywrócić firmom rentowność. Z kolei walka z nadprodukcją ukróciłaby spadek cen paneli, który budzi lęk wśród zachodnich producentów i polityków.
Jednocześnie Fickling i Culpan przekonują, że to błędne podejście, a problemy chińskiego przemysłu fotowoltaicznego powinna rozwiązać wolnorynkowa konkurencja.
Docelowo taka wojna cenowa, podobnie jak w wielu innych, cyklicznych gałęziach gospodarki, powinna doprowadzić do eliminacji najsłabszych podmiotów i konsolidacji branży przez największych graczy. Pojawienie istotnego przełomu technologicznego może następnie doprowadzić do kolejnego cyklu zmian strukturalnych w branży.
- Dlatego władze w Pekinie są głuche na wezwania przemysłu do naprawienia obecnego kryzysu w przemyśle fotowoltaicznym. Tym, czego potrzebują obecnie Chiny i świat, jest przede wszystkim szeroki dostęp do taniej energii odnawialnej. W tej sytuacji nie jest potrzebna interwencja państwa, która doprowadzi do wzrostu cen paneli, tylko pozostawienie wolnego rynku, który pozwoli na dalszy spadek cen - konkludują Fickling i Culpan.
Zobacz także: Dmuchamy balon zielonej transformacji, następnie spuszczamy powietrze i znowu dmuchamy
"The Economist" zastanawia się nad paradoksem Chin, które są największym dostawcą zielonych technologii, a także najszybciej rozwijają energetykę odnawialną i elektromobilność. Z drugiej strony Państwo Środka spala "góry węgla" i odpowiada za ponad 1/4 globalnych emisji gazów cieplarnianych. Czy Chiny są klimatycznym świętym, czy jednak bardziej złoczyńcą?
W ubiegłym roku tamtejsze emisje wzrosły o ok. 5 proc., a sektor energetyczny, w którym elektrownie węglowe wciąż mają największy udział, odpowiadał za ponad połowę chińskich emisji. Na kolejnych pozycjach uplasowały się przemysł oraz transport.
Węgiel pokrywa ponad połowę zapotrzebowania na energię elektryczną za Wielkim Murem. Na początku minionej dekady było to ok. 70 proc., ale mimo spadającego udziału energetyki węglowej "czarnego złota" Chińczycy spalają coraz więcej, gdyż rośnie zapotrzebowanie na energię.
W 2023 r. oddano do użytku 47 GW nowych mocy węglowych wobec 28 GW rok wcześniej. W ubiegłym roku co tydzień wydawano średnio dwa pozwolenia na budowę nowych elektrowni. Dla wielu decydentów węgiel wciąż jest kluczowym gwarantem bezpieczeństwa energetycznego, a inwestycje w sektor węglowy traktują oni sposób na wspieranie wzrostu gospodarczego w regionach.
Centralne władze w Pekinie mają jednak nadzieję, że długoterminowo to zielone technologie będą kluczowe dla chińskiej gospodarki, która powinna odchodzić od dotychczasowego modelu rozwoju, bazującego na taniej produkcji przemysłowej, inwestycjach infrastrukturalnych oraz nieruchomościach.
Choć według prognoz w ciągu najbliższych kilku lat Chiny mogą osiągnąć szczyt emisji gazów cieplarnianych, to eksperci obawiają się, że następnie czeka je raczej stabilizacja niż spadek. To natomiast stawiałoby pod znakiem zapytania zapowiadane na 2060 r. osiągnięcie neutralności klimatycznej. Climate Action Tracker określa chińską politykę klimatyczną jako „wysoce niewystarczającą”.
Niedawno premier Li Qiang oświadczył, że Chiny będą przyspieszać transformację energetyczną i ograniczać zużycie paliw kopalnych. Z drugiej strony zastrzegł, że energetyka węglowa odegra kluczową rolę w zapewnieniu dostaw energii. Dlatego, jak podkreśla "The Economist", argumenty na klimatyczną świętością Chin pozostaną słabe, dopóki ta sytuacja nie ulegnie zmianie.
Zobacz również: Polska ma rekordowe dochody ze sprzedaży CO2. Na co je wydaje?
]]>Przedstawiamy tematy, które zainteresowały naszą redakcję w minionym tygodniu w zagranicznych mediach opiniotwórczych.
- Europa jest na dobrej drodze, aby zakończyć zimę z rekordową ilością gazu w magazynach - wskazuje w komentarzu John Kemp, analityk Reutersa. Jednocześnie zastrzega, że decydenci nie powinni popadać w samozadowolenie, gdyż duża w tym zasługa wyjątkowo korzystnej pogody.
W kryzysowym sezonie zimowym 2022-23, czyli podczas pierwszej pełnej zimy po agresji Rosji na Ukrainę, wdrożone oszczędności oraz sprzyjające warunki atmosferyczne pozwoliły Europie spokojnie doczekać do wiosny. Jednocześnie wyższe od wieloletniej średniej poziomy wypełnienia magazynów pozwoliły łatwiej zgromadzić surowiec na zimę 2023-24, a także obniżyć jego ceny.
Do definitywnego zakończenia obecnego okresu grzewczego pozostało praktycznie kilka tygodni, a pogoda kolejny rok z rzędu sprzyjała Europie - zwłaszcza w grudniu oraz lutym.
Aura nie dość, że była wyjątkowo łagodna, to do tego dosyć wietrzna, co pozwoliło na lepsze wykorzystanie energetyki wiatrowej. Rzadziej niż w minionych latach odnotowywano tzw. "dunkelflaute", czyli okresy bezwietrznej i pochmurnej pogody, jaka dodatkowo ogranicza produkcję energii z fotowoltaiki - mniej produktywnej w krótkie zimowe dni.
Według klimatologów z Hadley Centre, brytyjskiego ośrodka badawczego, wpływ na ostatnie łagodne zimy miała oscylacja północnoatlantycka (NAO), czyli cyrkulacja powietrza i wody oceanicznej na obszarze północnego Atlantyku. W zależności od stanu oscylacji zachodnie wiatry kierują ciepłe i wilgotne powietrze znad oceanu w stronę południowej lub północnej Europy.
NAO jest znacznie bardziej niestabilna i trudniejsza do prognozowania niż bardziej znane zjawiska El Niño oraz La Niña na Pacyfiku. Reuters wskazuje jednak, że w ostatnich latach badacze poczynili w tym temacie postępy i już w listopadzie możliwe staje się całkiem dokładne prognozowanie przebiegu NAO i jego wpływu na pogodę zimą.
Według stanu na 10 marca, zapasy gazu w magazynach w Unii Europejskiej i Wielkiej Brytanii były o 67 proc. wyższe od średniej z poprzednich 10 lat. John Kemp zaznacza jednak, że kolejna zima może już nie być dla Europy tak łaskawa, więc decydenci nie mogą obniżać swojej czujności.
- Europejscy przywódcy postąpiliby nierozsądnie, gdyby po raz trzeci zdawali się na szczęście. Decydenci i branża energetyczna muszą rozważyć, jak poradziliby sobie, gdyby następna zima charakteryzowała się niekorzystną NAO, większym zapotrzebowaniem na ciepło i mniejszą produkcją energii wiatrowej - podsumowuje analityk Reutersa.
Zobacz także: Rząd chce zielonych gigainwestycji, ale polskie firmy oczekują wsparcia
- Amerykańscy producenci fotowoltaiki chcą podwyższenia i dotychczasowych ceł na chińskie panele. Import z Państwa Środka wciąż pozostaje tańszy mimo hojnych subsydiów dla produkcji fotowoltaiki w USA - donosi "Financial Times".
Napływ taniego importu sprawia, że ceny na amerykańskim rynku osiągają rekordowo niskie poziomy. Chińczycy produkują prawie trzykrotnie więcej paneli PV niż wynosi globalne zapotrzebowanie, przez co w ubiegłym roku ceny spadły o prawie 50 proc. Korzystają na tym odbiorcy, którzy chcą inwestować w energetykę słoneczną, ale z drugiej strony zagraża to rodzimym producentom.
Ponadto podkopuje to również założenia ustawy Inflation Reduction Act (IRA), przygotowanej przez administrację prezydenta Joe Bidena. Dzięki IRA miały zostać wzmocnione krajowe łańcuchy dostaw w technologiach związanych z transformacją energetyczną. Przemysł fotowoltaiczny boi się jednak o swoją przyszłość i mimo dostępnych subsydiów wycofuje się wcześniej planowanych inwestycji.
Wśród takich przypadków znajduje się CubicPV, wspierany przez Billa Gatesa producent płytek do paneli, który pod koniec 2022 r. zapowiedział budowę zakładu mocach produkcyjnych sięgających 10 GW. Teraz wstrzymuje te plany z powodu „dramatycznego spadku” cen. Z kolei szef First Solar, największego amerykańskiego producenta technologii fotowoltaicznych, ocenił, że USA moga w praktyce stać się "przedłużeniem chińskiej inicjatywy Pasa i Szlaku”.
First Solar nie spodziewa się, że IRA zostanie wycofana po ewentualnej wygranej Donalda Trumpa w jesiennych wyborach prezydenckich. Jednocześnie przestrzega, że wycofanie dotacji i brak wysokich ceł mogłyby doprowadzić w USA do europejskiego scenariusza, czyli całkowitego zalania rynku przez chińskie panele PV i wyniszczenia krajowej produkcji.
Według raportu BloombergNEF, na który powołuje się "Financial Times", Stany Zjednoczone od stycznia do listopada 2023 r. zaimportowały z południowo-wschodniej Azji rekordowe 50 GW paneli. BloombergNEF szacuje, że do końca 2024 r. ceny importu z tego kierunku będą wynosić niespełna 16 centów za wat wobec ponad 18 centów w przypadku wyrobów wyprodukowanych w USA.
Zobacz też: Szykuje się rewolucja w aukcjach OZE
W inny sposób do chińskiej nadprodukcji paneli fotowoltaicznych podchodzą David Fickling oraz Tim Culpan, publicyści Bloomberga, którzy upatrują w niej szans na przyspieszenie globalnej transformacji energetycznej.
Zachodni producenci popychają tamtejsze rządy do stawiania barier przed panelami PV, których nadwyżki chińskie firmy chcą upłynnić na rynkach zagranicznych. Skala nadprodukcji martwi również kluczowe chińskie podmioty.
Niedawno prezes Longi Green Energy Technology, największego producenta paneli na świecie, stwierdził, że Pekin powinien ograniczyć napływ na rynek produktów najniższej jakości. Natomiast wcześniej szef grupy Trina Solar, globalnego gracza nr 3, podkreślił, że spadek cen jest tak duży, że nie pozwala generować zysków.
Publicyści Bloomberga przyznają, że ta sytuacja może przywodzić na myśl wizję nadciągającego krachu, a interwencja Pekinu mogłaby pomóc przywrócić firmom rentowność. Z kolei walka z nadprodukcją ukróciłaby spadek cen paneli, który budzi lęk wśród zachodnich producentów i polityków.
Jednocześnie Fickling i Culpan przekonują, że to błędne podejście, a problemy chińskiego przemysłu fotowoltaicznego powinna rozwiązać wolnorynkowa konkurencja.
Docelowo taka wojna cenowa, podobnie jak w wielu innych, cyklicznych gałęziach gospodarki, powinna doprowadzić do eliminacji najsłabszych podmiotów i konsolidacji branży przez największych graczy. Pojawienie istotnego przełomu technologicznego może następnie doprowadzić do kolejnego cyklu zmian strukturalnych w branży.
- Dlatego władze w Pekinie są głuche na wezwania przemysłu do naprawienia obecnego kryzysu w przemyśle fotowoltaicznym. Tym, czego potrzebują obecnie Chiny i świat, jest przede wszystkim szeroki dostęp do taniej energii odnawialnej. W tej sytuacji nie jest potrzebna interwencja państwa, która doprowadzi do wzrostu cen paneli, tylko pozostawienie wolnego rynku, który pozwoli na dalszy spadek cen - konkludują Fickling i Culpan.
Zobacz także: Dmuchamy balon zielonej transformacji, następnie spuszczamy powietrze i znowu dmuchamy
"The Economist" zastanawia się nad paradoksem Chin, które są największym dostawcą zielonych technologii, a także najszybciej rozwijają energetykę odnawialną i elektromobilność. Z drugiej strony Państwo Środka spala "góry węgla" i odpowiada za ponad 1/4 globalnych emisji gazów cieplarnianych. Czy Chiny są klimatycznym świętym, czy jednak bardziej złoczyńcą?
W ubiegłym roku tamtejsze emisje wzrosły o ok. 5 proc., a sektor energetyczny, w którym elektrownie węglowe wciąż mają największy udział, odpowiadał za ponad połowę chińskich emisji. Na kolejnych pozycjach uplasowały się przemysł oraz transport.
Węgiel pokrywa ponad połowę zapotrzebowania na energię elektryczną za Wielkim Murem. Na początku minionej dekady było to ok. 70 proc., ale mimo spadającego udziału energetyki węglowej "czarnego złota" Chińczycy spalają coraz więcej, gdyż rośnie zapotrzebowanie na energię.
W 2023 r. oddano do użytku 47 GW nowych mocy węglowych wobec 28 GW rok wcześniej. W ubiegłym roku co tydzień wydawano średnio dwa pozwolenia na budowę nowych elektrowni. Dla wielu decydentów węgiel wciąż jest kluczowym gwarantem bezpieczeństwa energetycznego, a inwestycje w sektor węglowy traktują oni sposób na wspieranie wzrostu gospodarczego w regionach.
Centralne władze w Pekinie mają jednak nadzieję, że długoterminowo to zielone technologie będą kluczowe dla chińskiej gospodarki, która powinna odchodzić od dotychczasowego modelu rozwoju, bazującego na taniej produkcji przemysłowej, inwestycjach infrastrukturalnych oraz nieruchomościach.
Choć według prognoz w ciągu najbliższych kilku lat Chiny mogą osiągnąć szczyt emisji gazów cieplarnianych, to eksperci obawiają się, że następnie czeka je raczej stabilizacja niż spadek. To natomiast stawiałoby pod znakiem zapytania zapowiadane na 2060 r. osiągnięcie neutralności klimatycznej. Climate Action Tracker określa chińską politykę klimatyczną jako „wysoce niewystarczającą”.
Niedawno premier Li Qiang oświadczył, że Chiny będą przyspieszać transformację energetyczną i ograniczać zużycie paliw kopalnych. Z drugiej strony zastrzegł, że energetyka węglowa odegra kluczową rolę w zapewnieniu dostaw energii. Dlatego, jak podkreśla "The Economist", argumenty na klimatyczną świętością Chin pozostaną słabe, dopóki ta sytuacja nie ulegnie zmianie.
Zobacz również: Polska ma rekordowe dochody ze sprzedaży CO2. Na co je wydaje?
]]>Jest to szczególnie istotne, zważywszy, że producenci sektora odnawialnych źródeł energii stanowczo zabraniają obciążania powierzchni paneli, ze względu na potencjalne ryzyko uszkodzeń oraz zmniejszenia wydajności instalacji fotowoltaicznych.
Celem wdrożenia nowych rozwiązań Energy5 było opracowanie prostego, ale jednocześnie skutecznego zespołu klem środkowych i końcowych, które nie tylko przyspieszą proces montażu i ułatwią serwisowanie instalacji, ale także wpłyną pozytywnie na bezpieczeństwo i trwałość całego systemu. Dzięki temu monterzy mogą pracować wydajniej i bezpieczniej, unikając konieczności chodzenia po konstrukcji lub korzystania z drabin w celu montażu klem.
Warto również zaznaczyć, że konstrukcje zespołów klem Energy5 cechują się nieskomplikowaną budową, co gwarantuje skuteczne zamocowanie paneli fotowoltaicznych w instalacji. Dodatkowo, możliwość osadzania klem na jeszcze niezamontowanych elementach konstrukcyjnych stołu, która później wraz z nimi może być dopiero skręcona, przekłada się na oszczędność czasu montażu i zwiększa efektywność pracy ekip montażowych.
Tradycyjny sposób montowania klem, który powszechnie stosowany jest na rynku, wymaga użycia śrub imbusowych lub torx. Te śruby są dokręcane od góry, a następnie zabezpieczane nakrętką od spodu (np. motylkową lub młotkową). W innych podejściach dodatkowo stosuje się adaptery, aby unieruchomić nakrętki i zapobiec ich samoistnemu obracaniu się podczas dokręcania śruby głównej. W przypadku montażu od góry, jak w omawianych rozwiązaniach, serwisowanie, dokręcanie śrub oraz wymiana paneli fotowoltaicznych stają się problemem, gdyż wymagają dostępu od góry. To może wiązać się z koniecznością wspierania się na modułach lub poruszania się po ich płaszczyźnie, co może być niebezpieczne i niewygodne dla montażystów.
Rozwiązania zastrzeżone w Urzędzie Patentowym Rzeczypospolitej Polskiej
Proces wdrożenia innowacyjnych rozwiązań został poprzedzony zakończeniem procedury związanej z zastrzeżeniem kilku odmian wzorów użytkowych w Urzędzie Patentowym Rzeczypospolitej Polskiej (UPRP). Zespół Energy5 wykorzystał procedurę zgłoszenia jako wzory użytkowe, co pozwoliło nie tylko chronić know-how firmy, ale także zagwarantować ochronę zarówno wyglądu rozwiązania, jak i jego cech technicznych. Warto podkreślić, że wzór użytkowy definiowany jest jako nowe, nadające się do zastosowań przemysłowych rozwiązanie o charakterze technicznym, dotyczące kształtu lub budowy przedmiotu o trwałej postaci lub przedmiotu składającego się ze związanych ze sobą funkcjonalnie części o trwałej postaci.
Podsumowując, wprowadzenie innowacyjnych rozwiązań zespołów klem Energy5 to istotny krok naprzód w branży fotowoltaicznej. Korzyści dla inwestorów to poprawa efektywności i wydajności systemu, dzięki łatwemu dostępowi do śruby montażowej od spodu, eliminując niedogodności związane z tradycyjnymi metodami montażu. Dla instalatorów zaś oznacza to znaczne skrócenie czasu montażu, zwiększenie efektywności pracy oraz mniejsze ryzyko wypadków.
Zachęcamy do poznania nowych możliwości oferowanych przez Energy5 i kontaktu z doświadczonymi doradcami, którzy chętnie udzielą szczegółowych informacji i dopasują ofertę do indywidualnych potrzeb i oczekiwań.
Skontaktuj się: https://energy5.pl/kontakt/
Energy5 Sp. z o.o.
]]>Jest to szczególnie istotne, zważywszy, że producenci sektora odnawialnych źródeł energii stanowczo zabraniają obciążania powierzchni paneli, ze względu na potencjalne ryzyko uszkodzeń oraz zmniejszenia wydajności instalacji fotowoltaicznych.
Celem wdrożenia nowych rozwiązań Energy5 było opracowanie prostego, ale jednocześnie skutecznego zespołu klem środkowych i końcowych, które nie tylko przyspieszą proces montażu i ułatwią serwisowanie instalacji, ale także wpłyną pozytywnie na bezpieczeństwo i trwałość całego systemu. Dzięki temu monterzy mogą pracować wydajniej i bezpieczniej, unikając konieczności chodzenia po konstrukcji lub korzystania z drabin w celu montażu klem.
Warto również zaznaczyć, że konstrukcje zespołów klem Energy5 cechują się nieskomplikowaną budową, co gwarantuje skuteczne zamocowanie paneli fotowoltaicznych w instalacji. Dodatkowo, możliwość osadzania klem na jeszcze niezamontowanych elementach konstrukcyjnych stołu, która później wraz z nimi może być dopiero skręcona, przekłada się na oszczędność czasu montażu i zwiększa efektywność pracy ekip montażowych.
Tradycyjny sposób montowania klem, który powszechnie stosowany jest na rynku, wymaga użycia śrub imbusowych lub torx. Te śruby są dokręcane od góry, a następnie zabezpieczane nakrętką od spodu (np. motylkową lub młotkową). W innych podejściach dodatkowo stosuje się adaptery, aby unieruchomić nakrętki i zapobiec ich samoistnemu obracaniu się podczas dokręcania śruby głównej. W przypadku montażu od góry, jak w omawianych rozwiązaniach, serwisowanie, dokręcanie śrub oraz wymiana paneli fotowoltaicznych stają się problemem, gdyż wymagają dostępu od góry. To może wiązać się z koniecznością wspierania się na modułach lub poruszania się po ich płaszczyźnie, co może być niebezpieczne i niewygodne dla montażystów.
Rozwiązania zastrzeżone w Urzędzie Patentowym Rzeczypospolitej Polskiej
Proces wdrożenia innowacyjnych rozwiązań został poprzedzony zakończeniem procedury związanej z zastrzeżeniem kilku odmian wzorów użytkowych w Urzędzie Patentowym Rzeczypospolitej Polskiej (UPRP). Zespół Energy5 wykorzystał procedurę zgłoszenia jako wzory użytkowe, co pozwoliło nie tylko chronić know-how firmy, ale także zagwarantować ochronę zarówno wyglądu rozwiązania, jak i jego cech technicznych. Warto podkreślić, że wzór użytkowy definiowany jest jako nowe, nadające się do zastosowań przemysłowych rozwiązanie o charakterze technicznym, dotyczące kształtu lub budowy przedmiotu o trwałej postaci lub przedmiotu składającego się ze związanych ze sobą funkcjonalnie części o trwałej postaci.
Podsumowując, wprowadzenie innowacyjnych rozwiązań zespołów klem Energy5 to istotny krok naprzód w branży fotowoltaicznej. Korzyści dla inwestorów to poprawa efektywności i wydajności systemu, dzięki łatwemu dostępowi do śruby montażowej od spodu, eliminując niedogodności związane z tradycyjnymi metodami montażu. Dla instalatorów zaś oznacza to znaczne skrócenie czasu montażu, zwiększenie efektywności pracy oraz mniejsze ryzyko wypadków.
Zachęcamy do poznania nowych możliwości oferowanych przez Energy5 i kontaktu z doświadczonymi doradcami, którzy chętnie udzielą szczegółowych informacji i dopasują ofertę do indywidualnych potrzeb i oczekiwań.
Skontaktuj się: https://energy5.pl/kontakt/
Energy5 Sp. z o.o.
]]>Chodzi o rozporządzenie Ministra Rozwoju i Technologii w sprawie szczegółowych warunków i trybu udzielania wsparcia na projekty inwestycyjne o znaczeniu strategicznym dla przejścia na gospodarkę o zerowej emisji netto. W Dzienniku Ustaw opublikowano je 4 października ubiegłego roku, a kolejnego dnia weszło w życie.
Mowa w nim o wsparciu dla produkcji takich technologii jak baterie, panele słoneczne, turbiny wiatrowe, pompy ciepła, elektrolizery oraz urządzenia do wychwytywania i składowania CO2 (CCUS). Ponadto wsparcie można pozyskać na wytwarzanie komponentów do tych urządzeń, a także na produkcję lub odzysk surowców krytycznych niezbędnych w tych urządzeniach i komponentach.
Emocje dotyczące rozporządzenia rozgorzały wokół minimalnej wartości inwestycji, uprawniającej do uzyskania wsparcia. Ustalono ją na 110 mln euro, czyli grubo ponad 400 mln zł. Dla krajowych małych, średnich, a nawet dużych firm w tych sektorach jest to próg praktycznie niemożliwy do przeskoczenia. Większe szanse na sięgnięcie po wsparcie mają zatem zagraniczne koncerny.
Skąd się w ogóle wziął pomysł na takie przepisy? Po genezę trzeba wrócić do marca 2023 r., gdy Komisja Europejska opublikowała zaktualizowane Tymczasowe Ramy Kryzysowe, czyli w skrócie poluzowane zasady stosowania przez państwa członkowskie pomocy publicznej. Mają one pomóc we wspieraniu gospodarek po agresji Rosji na Ukrainę.
Wtedy do tych zasad dodano możliwość wspierania inwestycji w sektorach strategicznych dla przejścia na gospodarkę o zerowej emisji netto, czyli tych, które wskazaliśmy na początku artykułu.
KE otworzyła więc państwom członkowskim furtkę do subsydiowania z własnych budżetów inwestycji w czyste technologie w sytuacji, gdy Net Zero Industry Act (Akt o przemyśle neutralnym emisyjnie), czyli unijna odpowiedź na amerykańską ustawę Inflation Reduction Act (IRA), wciąż nie został jeszcze wdrożony.
To właśnie za sprawą IRA, oferującej hojne subsydia, Amerykanie zaczęli od połowy 2022 r. ściągać do siebie liczne inwestycje w produkcję zielonych technologii - w tym od europejskich firm. Taka sytuacja jeszcze bardziej wzmocniła obawy o dezindustrializację Unii Europejskiej. Nie dość, że unijny przemysł energochłonny przegrywa rywalizację z USA i Chinami, to również w kluczowych dla transformacji energetycznej technologiach Unia zaczęła tracić konkurencyjność lub już ją utraciła - jak w przypadku fotowoltaiki.
Zobacz też: Polski przemysł lepiej zniósł kryzys energetyczny niż niemiecki
Gdy kolejne państwa UE zaczęły ogłaszać programy wsparcia dla zielonych technologii dzięki poluzowanym przez KE zasadom pomocy publicznej, a w Polsce było wciąż na ten temat głucho, to rząd postanowili zmobilizować przedsiębiorcy.
- Uważamy, że niezbędne są szybkie i intensywne działania rządu RP, które pozwolą wykorzystać szansę na rozwój firmom działającym w Polsce, a jednocześnie zapobiegną ryzyku nierównej konkurencji polskich firm z firmami wspieranymi przez pozostałe państwa Unii Europejskiej. (...) apelujemy, aby polski rząd jak najszybciej dołączył do państw, które wykorzystują wszelkie możliwości wzmocnienia krajowego potencjału „zielonego” przemysłu - napisano w apelu do premiera Mateusza Morawieckiego, wystosowanym na początku lipca 2023 r.
Jego inicjatorem była Polska Organizacja Rozwoju Pomp Ciepła (PORT PC), a wśród sygnatariuszy apelu znalazły się też Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej, Polskie Stowarzyszenie Magazynowania Energii oraz Stowarzyszenie Branży Fotowoltaicznej Polska PV.
Trudno oceniać, na ile ten apel był motywujący dla rządu, ale możliwe, że przyczynił się do tego, że w połowie września opublikowano projekt rozporządzenia.
Ministerstwo Rozwoju i Technologii zaproponowało więc, aby pomoc była udzielana w formie dotacji celowej. Intensywność pomocy dla projektu niskoemisyjnego nie może przekraczać od 15 do 35 proc. kosztów kwalifikowanych, a łączna kwota tej pomocy dla jednego przedsiębiorcy nie może przekroczyć równowartości od 150 do 350 mln euro - w zależności od regionu, w którym inwestycja zostałaby ulokowana. Pomoc może być udzielana do końca 2025 r., czyli zgodnie z terminem obowiązywania zasad zapisanych w Tymczasowych Ramach Kryzysowych.
I tu dochodzimy do najbardziej kontrowersyjnego z zapisów rozporządzenia, dotyczących wymogów kwalifikujących do wsparcia. Na pierwszym miejscu pojawia się poniesienie przez firmę nakładów inwestycyjnych w kwocie stanowiącej co najmniej równowartość 110 mln euro.
- Zdaniem projektodawcy, zasadne jest postawienie minimalnego wymogu poniesienia 110 mln euro warunkującego uzyskanie wsparcia. Zarówno na poziomie unijnym, jak i polskim intencją było przyspieszenie transformacji gospodarczej i konieczność wspierania inwestycji prywatnych w celu zlikwidowania luki w inwestycjach produkcyjnych w sektorach o znaczeniu strategicznym dla przejścia na gospodarkę o zerowej emisji netto - napisano w uzasadnieniu projektu.
- Z racji tego, że głównym celem na poziomie unijnym i krajowym było zwiększenie konkurencyjności w walce o tzw. gigainwestycje z Ameryką Północną (i odpowiedź na tzw. IRA), to zdaniem projektodawcy minimalny wymóg 110 mln euro nie będzie barierą dla realizacji ww. inwestycji - dodano.
Wśród głównych warunków wsparcia znajduje się jeszcze utworzenie co najmniej 50 miejsc pracy, a także spełnienie minimum pięciu kryteriów jakościowych spośród czternastu możliwych. Potencjalne opcje to m.in. ulokowanie inwestycji na obszarze zagrożonym wykluczeniem, robotyzacja i automatyzacja procesów, inwestycja w źródła OZE, zatrudnienie znacznie większej liczby pracowników niż minimalny próg, a także prowadzenie działalności B+R.
Choć opublikowanie projektu rozporządzenia nastąpiło pół roku po zaktualizowaniu Tymczasowych Ram Kryzysowych przez KE, to na same konsultacje długo wyczekiwanych przepisów MRiT dało zaledwie siedem dni.
- Siedmiodniowy termin na uzgodnienia i konsultacje wynika z pilności procedowanego projektu. (...) pomoc przyznaje się do 31 grudnia 2025 r. Dlatego też w celu umożliwiania przedsiębiorcom skorzystania z korzystnych ram pomocy publicznej zasadne jest jak najszybsze wejście w życie rozporządzenia - wyjaśniono w zaproszeniu do konsultacji.
W efekcie za wiele uwag do projektu nie zgłoszono, a duża część została z automatu odrzucona, gdyż wpłynęła do MRiT już po terminie. Wśród wskazywanych postulatów najczęściej przewijała się kwestia minimalnego progu wsparcia.
Pracodawcy RP wskazali, że powinien on zostać obniżony do 50 mln euro. Z kolei Związek Przedsiębiorców i Pracodawców stwierdził, że minimalna wartość inwestycji powinna wahać się w zależności od wielkości przedsiębiorstwa od 4 (w przypadku mikro firm) do 160 mln zł - tak jak przyjęto w Programie wspierania inwestycji o istotnym znaczeniu dla gospodarki polskiej na lata 2011-2030.
Z kolei PORT PC zasugerował, że przypadku inwestycji mających na celu produkcję urządzeń i sprzętu strategicznego z zakresu technologii Net Zero próg powinien zostać obniżony do 10 mln euro. Natomiast dla przedsięwzięć związanych z produkcją kluczowych komponentów do tych urządzeń powinno to być 2 mln euro. Izba Gospodarcza Urządzeń OZE zaproponowała po prostu usunięcie minimalnego progu wartości.
Te sugestie, jak wiemy, nie zostały wzięte pod uwagę, a dalsze apele - w tym dosyć dosadne ze strony PORT PC - już na nic się nie zdały i rozporządzenie na początku października 2023 r. weszło w życie.
Od tamtego czasu rząd Zjednoczonej Prawicy został zastąpiony przez "Koalicję 15 października", a u sterów resortu rozwoju znajduje się już nowe kierownictwo.
Zapytaliśmy więc biuro prasowe MRiT o to, czy są planowane jakieś zmiany w obowiązującym rozporządzeniu. Okazało się, że resort pracuje nad nowelizacją, ale planowane zmiany dotyczą przede wszystkim procesu notyfikacji pomocy.
- Wsparcie będzie przyznawane w dotychczasowej formie. Rozporządzenie stanowi uzupełnienie dotychczasowego systemu wsparcia inwestycji i jest dedykowane przede wszystkim dla projektów, które przekroczyłyby limit 110 mln euro - czytamy w odpowiedzi.
- Zainteresowanie programem jest znaczne, jednak ze względu na trwający proces notyfikacji rozporządzenia oraz prowadzone prace legislacyjne, liczba wniosków o pomoc nie jest duża. Złożone wnioski dotyczą przede wszystkim rozwoju energetyki wiatrowej oraz technologii gromadzenia energii. Szczegółowe dane na temat firm ubiegających się o wsparcie nie będą upubliczniane, gdyż stanowią one tajemnicę przedsiębiorstwa - czytamy również.
Zapytaliśmy również o to, czy resort rozwoju planuje aktualnie opracowanie nowych mechanizmów wsparcia, które mogłyby wesprzeć inwestycje w zielone technologie.
- Obecnie nie przewidujemy wprowadzania dodatkowych mechanizmów wsparcia nowych inwestycji. Kwestie wsparcia dla projektów niskoemisyjnych nie pozostają w wyłącznej gestii MRiT, ale należą również do właściwości innych resortów - wskazało biuro prasowe resortu.
Dodało przy tym, że katalog instrumentów wsparcia dla przedsiębiorców realizujących nowe inwestycje jest szeroki, a rozporządzenie będące pokłosiem Tymczasowych Ram Kryzysowych stanowi jedynie jego uzupełnienie.
- Do podstawowych instrumentów wsparcia należą przede wszystkim Polska Strefa Inwestycji oraz "Program wspierania inwestycji o istotnym znaczeniu dla gospodarki na lata 2011-2030". Instrumenty te stanowią podstawowe wsparcia dostępne dla przedsiębiorców w Polsce. Zachęcamy również przedsiębiorców do korzystania z oferty grupy PFR, której katalog jest adresowany do firm na różnych etapach działalności - podsumował resort.
Paweł Lachman, prezes PORT PC, w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl przyznał, że na poziomie krajowym lub unijnym istnieją inne mechanizmy wsparcia produkcji przemysłowej, ale nie są one tak przystępne pod względem formalnym jak rozwiązanie przewidziane w obowiązującym rozporządzeniu MRiT.
- W tym przypadku wniosek ma zaledwie cztery strony. Zazwyczaj, aplikując nawet po niewielkie wsparcie, producenci muszą się zmierzyć się z liczącymi co najmniej kilkadziesiąt stron formularzami. Ważna jest również forma dotacji - wyjaśnił prezes.
Dodał, że dla branży jest kluczowe, aby stworzyć możliwość wsparcia inwestycji realizowanych przez krajowych producentów pomp ciepła, a także producentów komponentów do tych urządzeń.
- Dziś, nawet gdyby wszyscy ci producenci połączyli siły, to nie byliby w stanie zainwestować w projekt o wartości co najmniej 110 mln euro. Dlatego naszym głównym postulatem było i nadal jest stworzenie dedykowanego programu finansowego wsparcia, które będzie wprost przeznaczone dla produkcji kluczowych technologii wpisanych w Net Zero Industry Act. Chodzi tu o takie technologie jak magazyny energii elektrycznej, pompy ciepła, fotowoltaikę, wiatraki i elektrolizery produkujące wodór - podkreślił Lachman.
- Liczymy na dalsze dyskusje na ten temat z Ministerstwem Rozwoju i Technologii. Odpowiednio skonstruowany mechanizm wspierający krajowych producentów technologii Net Zero wesprze również realizację celów Krajowego Planu na Rzecz Energii i Klimatu oraz Polityki Energetycznej Polski do 2040 r. - dodał.
Jak wskazał, dla krajowych producentów z branży największą wartością byłoby wsparcie rozwoju produkcji podzespołów do pomp ciepła w Polsce - zarówno pod względem wykorzystania ich do produkcji własnych pomp ciepła, jak i zwiększenia dostaw podzespołów dla innych podmiotów.
- Fabryki pomp ciepła dużych koncernów międzynarodowych, które obecnie powstają m.in. w naszym kraju, będą w praktyce są montowniami. Atrakcyjność takich inwestycji jest najwyższa, gdy mogą one korzystać z lokalnego łańcucha dostaw w promieniu 300-400 km - skonkludował Paweł Lachman.
Dominika Taranko, dyrektor zarządzająca i wiceprezeska Wind Industry Hub (WIH), fundacji wspierającej rozwój polskiego przemysłu wiatrowego, przekazała portalowi WysokieNapiecie.pl, że w połowie lutego WIH skierował list do ministra rozwoju Krzysztofa Hetmana. Ponownie zaapelowało w nim o obniżenie progu w rozporządzeniu do przedziału od 4 do 160 mln zł - w zależności od wielkości przedsiębiorstwa.
Jak wiemy już z odpowiedzi, którą otrzymał nasz portal, na rezygnację z progu 110 mln euro się nie zanosi.
Taranko zaznaczyła jednak, że wspieranie rozwoju przemysłu czystych technologii w Polsce wymaga o wiele szerszej dyskusji i nie ogranicza się tylko do tego jednego rozporządzenia.
- Aktualizacji wymaga chociażby "Polityka Przemysłowa Polski", opublikowana w połowie 2021 r. przez MRiT. Nie uwzględnia ona zmian, do których doszło w ostatnich latach w Unii Europejskiej - na czele z Net Zero Industry Act oraz innymi inicjatywami mającymi przyspieszyć transformację energetyczną - wyjaśniła.
- Jeśli widzimy, że narasta presja na reindustrializację UE, której siłą napędową mają być technologie OZE, to Polska jako kraj z dużym udziałem przemysłu w PKB powinien mieć na to strategię z określonym harmonogramem realizacji. Bez systemowego wsparcia trudno będzie o rozwój różnej wielkości firm, które dziś widzą możliwość rozwoju w zielonych technologiach - dodała.
Odnosząc się do potencjału polskich firm Taranko wskazała, że grono przedsiębiorstw, które posiadają możliwości finansowe do rozwoju, jest ograniczone. Dotyczy to zwłaszcza ekspansji na rynki eksportowe - zarówno samodzielnej, jak i w konsorcjach.
- Jednocześnie bez wsparcia trudno będzie nam rozwinąć też usługi, które nie są ściśle związane z produkcją, czyli choćby serwis i utrzymanie morskich i lądowych farm wiatrowych. Tymczasem jest to długoterminowy i perspektywiczny rynek, które będzie rósł wraz z rosnącą mocą zainstalowaną elektrowni wiatrowych na morzu i lądzie - podkreśliła wiceprezeska WIH.
Przyznała też, że pod kątem finansowania na pewno należy dokonać prześwietlenia możliwości, które oferuje chociażby PFR lub inne krajowe mechanizmy. Nie zawsze muszą one być dostrzegalne, gdy nie są - tak jak rozporządzenie - z nazwy przeznaczone zielonemu przemysłowi.
- Z drugiej strony są także fundusze dostępne z poziomu Unii Europejskiej, które Polska mogłaby lepiej wykorzystywać. Przykładem jest Fundusz Innowacyjny, z którego pozyskujemy stosunkowo niewielkie środki wobec potencjału naszej gospodarki. Szeroko dyskutowanym przykładem jest KPO, gdzie istnieje duże ryzyko niewykorzystania przyznanych środków - podsumowała Dominika Taranko.
Zobacz także: Bruksela chce żeby wiatr wiał dla europejskich firm. Ale za jaką cenę?
Na koniec warto też wspomnieć, że produkcja czystych technologii łączy się też z tematem lokalnych łańcuchów dostaw, które w modelowym ujęciu powinny towarzyszyć transformacji energetycznej. Tak, aby przyczyniała się ona również do rozwoju krajowego przemysłu.
Jak na razie ta kwestia opiera się na mocno optymistycznych założeniach, czego przykładami są inwestycje w morską energetykę wiatrową oraz energetykę jądrową.
Jeśli chodzi o wiatraki na Bałtyku, to do "Porozumienia sektorowego na rzecz rozwoju morskiej energetyki wiatrowej w Polsce" wpisano, że w obecnej fazie rozwoju rynku offshore ma local content ma osiągnąć poziom 20-30 proc. W branży mówi się, że nie zanosi się na więcej niż 5-8 proc. Do tego wciąż nie wiadomo, jak dokładnie ten local content wyliczyć i rozliczyć z niego inwestorów morskich wiatraków.
Zobacz więcej: Polski łańcuch dostaw dla morskich wiatraków zrywa się na plaży
Jeszcze bardziej optymistyczne założenie dotyczą elektrowni jądrowej. W Programie Polskiej Energetyki Jądrowej rząd założył, że zaangażowanie krajowego przemysłu w wartość całego projektu wyniesie 40 proc. Sposób wyliczenia i rozliczenia takich założeń pozostaje taką samą zagadką, jak finansowanie tej inwestycji.
Zobacz więcej: Jak bardzo biało-czerwona będzie polska elektrownia jądrowa
]]>Chodzi o rozporządzenie Ministra Rozwoju i Technologii w sprawie szczegółowych warunków i trybu udzielania wsparcia na projekty inwestycyjne o znaczeniu strategicznym dla przejścia na gospodarkę o zerowej emisji netto. W Dzienniku Ustaw opublikowano je 4 października ubiegłego roku, a kolejnego dnia weszło w życie.
Mowa w nim o wsparciu dla produkcji takich technologii jak baterie, panele słoneczne, turbiny wiatrowe, pompy ciepła, elektrolizery oraz urządzenia do wychwytywania i składowania CO2 (CCUS). Ponadto wsparcie można pozyskać na wytwarzanie komponentów do tych urządzeń, a także na produkcję lub odzysk surowców krytycznych niezbędnych w tych urządzeniach i komponentach.
Emocje dotyczące rozporządzenia rozgorzały wokół minimalnej wartości inwestycji, uprawniającej do uzyskania wsparcia. Ustalono ją na 110 mln euro, czyli grubo ponad 400 mln zł. Dla krajowych małych, średnich, a nawet dużych firm w tych sektorach jest to próg praktycznie niemożliwy do przeskoczenia. Większe szanse na sięgnięcie po wsparcie mają zatem zagraniczne koncerny.
Skąd się w ogóle wziął pomysł na takie przepisy? Po genezę trzeba wrócić do marca 2023 r., gdy Komisja Europejska opublikowała zaktualizowane Tymczasowe Ramy Kryzysowe, czyli w skrócie poluzowane zasady stosowania przez państwa członkowskie pomocy publicznej. Mają one pomóc we wspieraniu gospodarek po agresji Rosji na Ukrainę.
Wtedy do tych zasad dodano możliwość wspierania inwestycji w sektorach strategicznych dla przejścia na gospodarkę o zerowej emisji netto, czyli tych, które wskazaliśmy na początku artykułu.
KE otworzyła więc państwom członkowskim furtkę do subsydiowania z własnych budżetów inwestycji w czyste technologie w sytuacji, gdy Net Zero Industry Act (Akt o przemyśle neutralnym emisyjnie), czyli unijna odpowiedź na amerykańską ustawę Inflation Reduction Act (IRA), wciąż nie został jeszcze wdrożony.
To właśnie za sprawą IRA, oferującej hojne subsydia, Amerykanie zaczęli od połowy 2022 r. ściągać do siebie liczne inwestycje w produkcję zielonych technologii - w tym od europejskich firm. Taka sytuacja jeszcze bardziej wzmocniła obawy o dezindustrializację Unii Europejskiej. Nie dość, że unijny przemysł energochłonny przegrywa rywalizację z USA i Chinami, to również w kluczowych dla transformacji energetycznej technologiach Unia zaczęła tracić konkurencyjność lub już ją utraciła - jak w przypadku fotowoltaiki.
Zobacz też: Polski przemysł lepiej zniósł kryzys energetyczny niż niemiecki
Gdy kolejne państwa UE zaczęły ogłaszać programy wsparcia dla zielonych technologii dzięki poluzowanym przez KE zasadom pomocy publicznej, a w Polsce było wciąż na ten temat głucho, to rząd postanowili zmobilizować przedsiębiorcy.
- Uważamy, że niezbędne są szybkie i intensywne działania rządu RP, które pozwolą wykorzystać szansę na rozwój firmom działającym w Polsce, a jednocześnie zapobiegną ryzyku nierównej konkurencji polskich firm z firmami wspieranymi przez pozostałe państwa Unii Europejskiej. (...) apelujemy, aby polski rząd jak najszybciej dołączył do państw, które wykorzystują wszelkie możliwości wzmocnienia krajowego potencjału „zielonego” przemysłu - napisano w apelu do premiera Mateusza Morawieckiego, wystosowanym na początku lipca 2023 r.
Jego inicjatorem była Polska Organizacja Rozwoju Pomp Ciepła (PORT PC), a wśród sygnatariuszy apelu znalazły się też Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej, Polskie Stowarzyszenie Magazynowania Energii oraz Stowarzyszenie Branży Fotowoltaicznej Polska PV.
Trudno oceniać, na ile ten apel był motywujący dla rządu, ale możliwe, że przyczynił się do tego, że w połowie września opublikowano projekt rozporządzenia.
Ministerstwo Rozwoju i Technologii zaproponowało więc, aby pomoc była udzielana w formie dotacji celowej. Intensywność pomocy dla projektu niskoemisyjnego nie może przekraczać od 15 do 35 proc. kosztów kwalifikowanych, a łączna kwota tej pomocy dla jednego przedsiębiorcy nie może przekroczyć równowartości od 150 do 350 mln euro - w zależności od regionu, w którym inwestycja zostałaby ulokowana. Pomoc może być udzielana do końca 2025 r., czyli zgodnie z terminem obowiązywania zasad zapisanych w Tymczasowych Ramach Kryzysowych.
I tu dochodzimy do najbardziej kontrowersyjnego z zapisów rozporządzenia, dotyczących wymogów kwalifikujących do wsparcia. Na pierwszym miejscu pojawia się poniesienie przez firmę nakładów inwestycyjnych w kwocie stanowiącej co najmniej równowartość 110 mln euro.
- Zdaniem projektodawcy, zasadne jest postawienie minimalnego wymogu poniesienia 110 mln euro warunkującego uzyskanie wsparcia. Zarówno na poziomie unijnym, jak i polskim intencją było przyspieszenie transformacji gospodarczej i konieczność wspierania inwestycji prywatnych w celu zlikwidowania luki w inwestycjach produkcyjnych w sektorach o znaczeniu strategicznym dla przejścia na gospodarkę o zerowej emisji netto - napisano w uzasadnieniu projektu.
- Z racji tego, że głównym celem na poziomie unijnym i krajowym było zwiększenie konkurencyjności w walce o tzw. gigainwestycje z Ameryką Północną (i odpowiedź na tzw. IRA), to zdaniem projektodawcy minimalny wymóg 110 mln euro nie będzie barierą dla realizacji ww. inwestycji - dodano.
Wśród głównych warunków wsparcia znajduje się jeszcze utworzenie co najmniej 50 miejsc pracy, a także spełnienie minimum pięciu kryteriów jakościowych spośród czternastu możliwych. Potencjalne opcje to m.in. ulokowanie inwestycji na obszarze zagrożonym wykluczeniem, robotyzacja i automatyzacja procesów, inwestycja w źródła OZE, zatrudnienie znacznie większej liczby pracowników niż minimalny próg, a także prowadzenie działalności B+R.
Choć opublikowanie projektu rozporządzenia nastąpiło pół roku po zaktualizowaniu Tymczasowych Ram Kryzysowych przez KE, to na same konsultacje długo wyczekiwanych przepisów MRiT dało zaledwie siedem dni.
- Siedmiodniowy termin na uzgodnienia i konsultacje wynika z pilności procedowanego projektu. (...) pomoc przyznaje się do 31 grudnia 2025 r. Dlatego też w celu umożliwiania przedsiębiorcom skorzystania z korzystnych ram pomocy publicznej zasadne jest jak najszybsze wejście w życie rozporządzenia - wyjaśniono w zaproszeniu do konsultacji.
W efekcie za wiele uwag do projektu nie zgłoszono, a duża część została z automatu odrzucona, gdyż wpłynęła do MRiT już po terminie. Wśród wskazywanych postulatów najczęściej przewijała się kwestia minimalnego progu wsparcia.
Pracodawcy RP wskazali, że powinien on zostać obniżony do 50 mln euro. Z kolei Związek Przedsiębiorców i Pracodawców stwierdził, że minimalna wartość inwestycji powinna wahać się w zależności od wielkości przedsiębiorstwa od 4 (w przypadku mikro firm) do 160 mln zł - tak jak przyjęto w Programie wspierania inwestycji o istotnym znaczeniu dla gospodarki polskiej na lata 2011-2030.
Z kolei PORT PC zasugerował, że przypadku inwestycji mających na celu produkcję urządzeń i sprzętu strategicznego z zakresu technologii Net Zero próg powinien zostać obniżony do 10 mln euro. Natomiast dla przedsięwzięć związanych z produkcją kluczowych komponentów do tych urządzeń powinno to być 2 mln euro. Izba Gospodarcza Urządzeń OZE zaproponowała po prostu usunięcie minimalnego progu wartości.
Te sugestie, jak wiemy, nie zostały wzięte pod uwagę, a dalsze apele - w tym dosyć dosadne ze strony PORT PC - już na nic się nie zdały i rozporządzenie na początku października 2023 r. weszło w życie.
Od tamtego czasu rząd Zjednoczonej Prawicy został zastąpiony przez "Koalicję 15 października", a u sterów resortu rozwoju znajduje się już nowe kierownictwo.
Zapytaliśmy więc biuro prasowe MRiT o to, czy są planowane jakieś zmiany w obowiązującym rozporządzeniu. Okazało się, że resort pracuje nad nowelizacją, ale planowane zmiany dotyczą przede wszystkim procesu notyfikacji pomocy.
- Wsparcie będzie przyznawane w dotychczasowej formie. Rozporządzenie stanowi uzupełnienie dotychczasowego systemu wsparcia inwestycji i jest dedykowane przede wszystkim dla projektów, które przekroczyłyby limit 110 mln euro - czytamy w odpowiedzi.
- Zainteresowanie programem jest znaczne, jednak ze względu na trwający proces notyfikacji rozporządzenia oraz prowadzone prace legislacyjne, liczba wniosków o pomoc nie jest duża. Złożone wnioski dotyczą przede wszystkim rozwoju energetyki wiatrowej oraz technologii gromadzenia energii. Szczegółowe dane na temat firm ubiegających się o wsparcie nie będą upubliczniane, gdyż stanowią one tajemnicę przedsiębiorstwa - czytamy również.
Zapytaliśmy również o to, czy resort rozwoju planuje aktualnie opracowanie nowych mechanizmów wsparcia, które mogłyby wesprzeć inwestycje w zielone technologie.
- Obecnie nie przewidujemy wprowadzania dodatkowych mechanizmów wsparcia nowych inwestycji. Kwestie wsparcia dla projektów niskoemisyjnych nie pozostają w wyłącznej gestii MRiT, ale należą również do właściwości innych resortów - wskazało biuro prasowe resortu.
Dodało przy tym, że katalog instrumentów wsparcia dla przedsiębiorców realizujących nowe inwestycje jest szeroki, a rozporządzenie będące pokłosiem Tymczasowych Ram Kryzysowych stanowi jedynie jego uzupełnienie.
- Do podstawowych instrumentów wsparcia należą przede wszystkim Polska Strefa Inwestycji oraz "Program wspierania inwestycji o istotnym znaczeniu dla gospodarki na lata 2011-2030". Instrumenty te stanowią podstawowe wsparcia dostępne dla przedsiębiorców w Polsce. Zachęcamy również przedsiębiorców do korzystania z oferty grupy PFR, której katalog jest adresowany do firm na różnych etapach działalności - podsumował resort.
Paweł Lachman, prezes PORT PC, w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl przyznał, że na poziomie krajowym lub unijnym istnieją inne mechanizmy wsparcia produkcji przemysłowej, ale nie są one tak przystępne pod względem formalnym jak rozwiązanie przewidziane w obowiązującym rozporządzeniu MRiT.
- W tym przypadku wniosek ma zaledwie cztery strony. Zazwyczaj, aplikując nawet po niewielkie wsparcie, producenci muszą się zmierzyć się z liczącymi co najmniej kilkadziesiąt stron formularzami. Ważna jest również forma dotacji - wyjaśnił prezes.
Dodał, że dla branży jest kluczowe, aby stworzyć możliwość wsparcia inwestycji realizowanych przez krajowych producentów pomp ciepła, a także producentów komponentów do tych urządzeń.
- Dziś, nawet gdyby wszyscy ci producenci połączyli siły, to nie byliby w stanie zainwestować w projekt o wartości co najmniej 110 mln euro. Dlatego naszym głównym postulatem było i nadal jest stworzenie dedykowanego programu finansowego wsparcia, które będzie wprost przeznaczone dla produkcji kluczowych technologii wpisanych w Net Zero Industry Act. Chodzi tu o takie technologie jak magazyny energii elektrycznej, pompy ciepła, fotowoltaikę, wiatraki i elektrolizery produkujące wodór - podkreślił Lachman.
- Liczymy na dalsze dyskusje na ten temat z Ministerstwem Rozwoju i Technologii. Odpowiednio skonstruowany mechanizm wspierający krajowych producentów technologii Net Zero wesprze również realizację celów Krajowego Planu na Rzecz Energii i Klimatu oraz Polityki Energetycznej Polski do 2040 r. - dodał.
Jak wskazał, dla krajowych producentów z branży największą wartością byłoby wsparcie rozwoju produkcji podzespołów do pomp ciepła w Polsce - zarówno pod względem wykorzystania ich do produkcji własnych pomp ciepła, jak i zwiększenia dostaw podzespołów dla innych podmiotów.
- Fabryki pomp ciepła dużych koncernów międzynarodowych, które obecnie powstają m.in. w naszym kraju, będą w praktyce są montowniami. Atrakcyjność takich inwestycji jest najwyższa, gdy mogą one korzystać z lokalnego łańcucha dostaw w promieniu 300-400 km - skonkludował Paweł Lachman.
Dominika Taranko, dyrektor zarządzająca i wiceprezeska Wind Industry Hub (WIH), fundacji wspierającej rozwój polskiego przemysłu wiatrowego, przekazała portalowi WysokieNapiecie.pl, że w połowie lutego WIH skierował list do ministra rozwoju Krzysztofa Hetmana. Ponownie zaapelowało w nim o obniżenie progu w rozporządzeniu do przedziału od 4 do 160 mln zł - w zależności od wielkości przedsiębiorstwa.
Jak wiemy już z odpowiedzi, którą otrzymał nasz portal, na rezygnację z progu 110 mln euro się nie zanosi.
Taranko zaznaczyła jednak, że wspieranie rozwoju przemysłu czystych technologii w Polsce wymaga o wiele szerszej dyskusji i nie ogranicza się tylko do tego jednego rozporządzenia.
- Aktualizacji wymaga chociażby "Polityka Przemysłowa Polski", opublikowana w połowie 2021 r. przez MRiT. Nie uwzględnia ona zmian, do których doszło w ostatnich latach w Unii Europejskiej - na czele z Net Zero Industry Act oraz innymi inicjatywami mającymi przyspieszyć transformację energetyczną - wyjaśniła.
- Jeśli widzimy, że narasta presja na reindustrializację UE, której siłą napędową mają być technologie OZE, to Polska jako kraj z dużym udziałem przemysłu w PKB powinien mieć na to strategię z określonym harmonogramem realizacji. Bez systemowego wsparcia trudno będzie o rozwój różnej wielkości firm, które dziś widzą możliwość rozwoju w zielonych technologiach - dodała.
Odnosząc się do potencjału polskich firm Taranko wskazała, że grono przedsiębiorstw, które posiadają możliwości finansowe do rozwoju, jest ograniczone. Dotyczy to zwłaszcza ekspansji na rynki eksportowe - zarówno samodzielnej, jak i w konsorcjach.
- Jednocześnie bez wsparcia trudno będzie nam rozwinąć też usługi, które nie są ściśle związane z produkcją, czyli choćby serwis i utrzymanie morskich i lądowych farm wiatrowych. Tymczasem jest to długoterminowy i perspektywiczny rynek, które będzie rósł wraz z rosnącą mocą zainstalowaną elektrowni wiatrowych na morzu i lądzie - podkreśliła wiceprezeska WIH.
Przyznała też, że pod kątem finansowania na pewno należy dokonać prześwietlenia możliwości, które oferuje chociażby PFR lub inne krajowe mechanizmy. Nie zawsze muszą one być dostrzegalne, gdy nie są - tak jak rozporządzenie - z nazwy przeznaczone zielonemu przemysłowi.
- Z drugiej strony są także fundusze dostępne z poziomu Unii Europejskiej, które Polska mogłaby lepiej wykorzystywać. Przykładem jest Fundusz Innowacyjny, z którego pozyskujemy stosunkowo niewielkie środki wobec potencjału naszej gospodarki. Szeroko dyskutowanym przykładem jest KPO, gdzie istnieje duże ryzyko niewykorzystania przyznanych środków - podsumowała Dominika Taranko.
Zobacz także: Bruksela chce żeby wiatr wiał dla europejskich firm. Ale za jaką cenę?
Na koniec warto też wspomnieć, że produkcja czystych technologii łączy się też z tematem lokalnych łańcuchów dostaw, które w modelowym ujęciu powinny towarzyszyć transformacji energetycznej. Tak, aby przyczyniała się ona również do rozwoju krajowego przemysłu.
Jak na razie ta kwestia opiera się na mocno optymistycznych założeniach, czego przykładami są inwestycje w morską energetykę wiatrową oraz energetykę jądrową.
Jeśli chodzi o wiatraki na Bałtyku, to do "Porozumienia sektorowego na rzecz rozwoju morskiej energetyki wiatrowej w Polsce" wpisano, że w obecnej fazie rozwoju rynku offshore ma local content ma osiągnąć poziom 20-30 proc. W branży mówi się, że nie zanosi się na więcej niż 5-8 proc. Do tego wciąż nie wiadomo, jak dokładnie ten local content wyliczyć i rozliczyć z niego inwestorów morskich wiatraków.
Zobacz więcej: Polski łańcuch dostaw dla morskich wiatraków zrywa się na plaży
Jeszcze bardziej optymistyczne założenie dotyczą elektrowni jądrowej. W Programie Polskiej Energetyki Jądrowej rząd założył, że zaangażowanie krajowego przemysłu w wartość całego projektu wyniesie 40 proc. Sposób wyliczenia i rozliczenia takich założeń pozostaje taką samą zagadką, jak finansowanie tej inwestycji.
Zobacz więcej: Jak bardzo biało-czerwona będzie polska elektrownia jądrowa
]]>