PL EN DE
Komenda Główna Państwowej Straży Pożarnej zatwierdziła zasady podczas zdarzeń z udziałem aut elektrycznych

Wychodząc naprzeciw nowym zagrożeniom, występującym w związku z dynamicznym rozwojem elektromobilności, zespół zadaniowy powołany przez Komendanta Głównego Państwowej Straży Pożarnej opracował „Standardowe zasady postępowania podczas zdarzeń z samochodami z napędem elektrycznym i hybrydowym”. Dokument został zatwierdzony 25 maja 2023 roku i zastąpił obowiązujące od 2020 r. do tej pory  „Standardowe zasady postępowania podczas zdarzeń z samochodami osobowymi z napędem elektrycznym”

Materiał został opracowany przez zespół zadaniowy Komendanta Głównego Państwowej Straży Pożarnej. Dynamiczny rozwój technologiczny elektromobliności, powoduje, że część nowych rozwiązań będzie wymagała okresowej rewizji, co może w przyszłości prowadzić do zmiany obecnie przedstawionych koncepcji działań ratowniczych – można przeczytać w dokumencie.


Badania i analizy podstawą zmian

Priorytetem przyświecającym pracom zespołu było bezpieczeństwo prowadzonych działań, ich skuteczność oraz zwiększenie wiedzy strażaków w tym zakresie. Dlatego, pracując nad materiałem, członkowie zespołu dokonali analizy rozwiązań i sprzętu stosowanego w innych krajach Europy oraz zaleceń producentów samochodów, przeanalizowali dostępne badania i testy w tym zakresie oraz uczestniczyli w szkoleniach prowadzonych przez producentów samochodów.

„Dokument ma na celu usystematyzowanie aktualnego stanu wiedzy na temat postępowania ratowniczego z samochodami o napędzie elektrycznym bądź hybrydowym (…) Należy pamiętać, że podczas prowadzenia działań może dojść do nagłego pożaru akumulatora. Mając to na uwadze, należy zawsze pamiętać, że podczas formułowania zamiarów taktycznych, bezpieczeństwo ratowników stanowi priorytet. Niniejsze standardowe zasady postępowania (SZP) mają być wsparciem Kierującego Działaniem Ratowniczym (KDR). Z uwagi na dynamiczny rozwój technologiczny elektromobliności, część proponowanych rozwiązań będzie wymagała okresowej rewizji, co może w przyszłości prowadzić do zmiany obecnie przedstawionych koncepcji działań ratowniczych – czytamy w dokumencie zatwierdzonym przez Zastępca Komendanta Głównego Państwowej Straży Pożarnej nadbryg. Arkadiusza Przybyłę.

Główne zmiany jakie zostały ujęte w obecnych Zasadach w stosunku do dokumentu z roku 2020 to:

  • rozszerzenie zasad o pojazdy hybrydowe czyli kombinację napędu elektrycznego i spalinowego,
  • rozszerzenie zasad o pojazdy inne niż osobowe – liczba pojazdów o napędzie elektrycznym poruszających się po drogach rośnie w dużym tempie, tym samym zwiększa się ilość pojazdów dostawczych, ciężarowych oraz autobusów o napędzie elektrycznym,
  • podkreślenie ważności odpowiedniego rozpoznania i korzystania z kart ratowniczych pojazdów,
  • wymienienie najnowszych rozwiązań stosowanych przez producentów, które mają ułatwić prowadzenie działań i rozpoznanie samochodu,
  • określenie sytuacji oraz temperatur kwalifikujących do podjęcia decyzji o konieczności chłodzenia akumulatora, w tym również czasów oraz interwałów chłodzenia,
  • zwrócenie uwagi na zagrożenie związane z wydzielaniem się gazów palnych i toksycznych podczas rozkładu termicznego akumulatora, a tym samym konieczności stosowania środków ochrony indywidualnej, czujników wielogazowych oraz konieczności podejścia do działań „z wiatrem w plecy” lub z wytworzonym strumieniem powietrza z wentylatora oddymiającego,
  • zwrócenie uwagi na odpowiednie środki gaśnicze oraz sposób ich podawania,
  • opisanie sposobów ewentualnego wykorzystania kontenera w celu zatopienia samochodu elektrycznego,
  • podkreślenie zakazu ingerencji (cięcie, zgniatanie, otwieranie) w akumulatory, przewody i pozostały osprzęt wysokiego napięcia,
  • rozszerzenie katalogu czynności i informacji niezbędnych do zawarcia podczas przekazania miejsca.


Dokument można pobrać w tym miejscu >>>LINK<<< 
Dekarbonizacja transportu ciężkiego w Polsce. Raport na temat elektryfikacji ciężarówek

Raport pokazuje, co powinniśmy zrobić, aby transport - kluczowy element polskiej gospodarki - pozostał konkurencyjny. Przeanalizowano dostępne rozwiązania, obowiązujące prawo i sprawdzono jak poszczególne instrumenty wpłyną na koszty (TCO). W wyniku tej analizy powstał zbiór gotowych rekomendacji do wdrożenia dedykowanych instrumentów dla wsparcia dekarbonizacji transportu. To pierwsza gotowa recepta na dekarbonizację ciężarówek w Polsce

Elektryfikacja ciężarówek to wyzwanie, transport i magazynowanie są ważnym ogniwem gospodarki – zapewniają prawie 1 000 000 miejsc pracy, odpowiadają za ponad 5% PKB. Przed nami trudne zadanie, branżę transportową tworzą głównie małe firmy z ograniczonymi możliwościami inwestycyjnymi, infrastruktura ładowania powstaje praktycznie od zera, mamy stosunkowo mało czasu. Wiemy jednak jak sobie z tym poradzić. Raport prezentuje listę możliwych działań, które wspomogą dekarbonizację transportu ciężkiego. Przeanalizowano otoczenie regulacyjne oraz to, w jaki sposób swoje firmy wspierają inne kraje europejskie.

Dlaczego dekarbonizacja transportu jest ważna

Polskie firmy transportowe to niewidoczne trybiki napędzające polski eksport i obsługujące codzienne zapotrzebowanie na towary w Polsce i Europie. 25% tonażu przewozowego Unii zapewniają polskie firmy. W Polsce odpowiadają za 1/3 eksportu (wyrażonego w tonażu). Transport stanowi jedną z krytycznych pozycji kosztowych dla branż, które wytwarzają 50% polskiego PKB.

Jeszcze przed 2030 r., nawet największe elektryczne ciężarówki będą konkurencyjne wobec ciężarówek z silnikiem Diesla pod względem całkowitych kosztów użytkowania. Elektryfikacja jest niezbędna, aby polskie firmy były konkurencyjne pod względem kosztów. Także ślad węglowy, którego rola w konkurencyjności na rynku przewozów będzie tylko rosła, może skutecznie pozbawić nasze firmy rynku. Zlecający przewozy będą nasilać działania na rzecz osiągnięcia zeroemisyjności CO2 w całym łańcuchu dostaw, wymuszają to zmiany prawa unijnego, które także przeanalizowano w raporcie.

Ważny jest też element klimatyczny, samochody ciężarowe o dopuszczalnej masie całkowitej powyżej 3,5 t w 2019 r. stanowiły ok. 6% krajowej floty pojazdów. Jednak odpowiadały aż za 22% emisji CO2 w całym transporcie. Bez dekarbonizacji nie osiągniemy neutralności klimatycznej. Poprawi się też jakość powietrza, ciężarówki emitują ok. 33% NOx, ok. 50% emisji PM2.5.

Jakie wyzwania stoją przed elektryfikacją transportu ciężkiego

Elektryfikacja transportu ciężkiego jest możliwa, ale w początkowym okresie wymaga precyzyjnego wsparcia.

Kluczowymi barierami dla polskich firm są: koszty nabycia pojazdu, całkowite koszty jego użytkowania oraz infrastruktura ładowania. Opracowany w ramach raportu obszerny policy toolbox umożliwia wybór najbardziej efektywnego instrumentu wsparcia nie tylko pod względem możliwości finansowych sektora publicznego, ale także w zależności od wielkości firmy oraz klasy pojazdu. Większość z proponowanych instrumentów już została pozytywnie przetestowana w innych państwach unijnych.

W przypadku pojazdów najcięższych, 30-40 t, niezbędne będzie wsparcie także dla nabycia takiego pojazdu. „Przez najbliższe 2-3 lata taki instrument będzie kluczowy dla firm przewozowych, które najczęściej są małymi firmami zatrudniającymi do 10 osób. Utrzymanie pozycji na europejskim rynku przewozów międzynarodowych i kabotażowych przez te firmy będzie możliwe wyłącznie dzięki dedykowanym instrumentom wsparcia” – mówi Jacek Mizak z FPPE.

Mniejsze elektryczne ciężarówki już dzisiaj mogą być bardziej konkurencyjne od spalinowych odpowiedników. Pokazuje to przeprowadzona analiza całkowitych kosztów użytkowania. Dopłaty do budowy prywatnej infrastruktury ładowania oraz zróżnicowanie stawek opłat drogowych, z preferencyjną stawką dla pojazdów elektrycznych, w praktyce czyni takie pojazdy w pełni konkurencyjne już w 2023 r.

Wyzwaniem jest rozbudowa publicznie dostępnej infrastruktury ładowania wzdłuż głównych korytarzy transportowych. Zgodnie z celami proponowanymi w nowym rozporządzeniu AFIR, każdy kraj będzie musiał zbudować odpowiednio gęstą sieć infrastruktury.

„Ta infrastruktura stworzy nową mapę międzynarodowych przewozów drogowych, gdzie Polska będzie nadal odgrywała kluczową rolę – również w kontekście odbudowy Ukrainy. To kluczowa kwestia dla eksportu towarów wytwarzanych w Polsce, bez możliwości zeroemisyjnego transportu ich atrakcyjność dla potencjalnych odbiorców będzie znacznie mniejsza” – podsumowuje Marcin Korolec, prezes FPPE.

Koszty i instrumenty – jak pomóc firmom transportowym

Opierając się na analizie rynku przewozów, polskiej floty, a także otoczenia regulacyjnego i instrumentów wsparcia stosowanych w innych krajach powstał policy toolbox szczegółowo analizujący instrumenty dla 3 scenariuszy – dostaw na trasie do 140 km dziennie przejazdów między oddziałami na trasie do 200 km dziennie oraz przejazdów dalekodystansowych na trasie do 500 km dziennie.

Każdy z instrumentów został oceniony pod kątem następujących kryteriów: kosztu fiskalnego, efektywności instrumentu, wpływu na całkowity koszt posiadania. To najważniejszy element raportu - gotowe recepty pokazujące możliwe działania w odniesieniu do dużych i małych firm. Dodatkowo obliczono jak zastosowanie konkretnych rozwiązań będzie wpływało na TCO.

Raport otwieramy lub pobieramy w tym miejscu >>> Link <<<

Polskie przedsiębiorstwa gotowe wspierać rozwój morskiej energetyki wiatrowej

Bank Gospodarstwa Krajowego (BGK) przeprowadził badanie wśród firm, które ze względu na swoją skalę i obszar działalności mogą być zainteresowane budową farm wiatrowych na Morzu Bałtyckim. 9 proc. przebadanych już zaangażowało się w tę inicjatywę. Jak wygląda dalsza perspektywa rozwoju sektora w Polsce?

Transformacja energetyczna jest jednym z kluczowych wyzwań z jakimi mierzy się światowa gospodarka. Morskie farmy wiatrowe odgrywają istotną rolę w tym procesie, a sam proces ich budowy na Bałtyku jest szansą dla polskich przedsiębiorców, którzy zdecydują się na udział w inicjatywie. Szacuje się, że udział morskiej energetyki wiatrowej w całkowitej produkcji energii w Polsce może wynosić nawet 57 proc. w 2040 roku.

Morska energia wiatrowa odgrywa kluczową rolę w dekarbonizacji światowych dostaw. Komisja Europejska przyjęła technologię jako jeden z filarów swojej strategii energetycznej i jeden ze strategicznych celów Europejskiego Zielonego Ładu. Według unijnych prognoz, moc morskiej energetyki wiatrowej w Europie może osiągnąć 60 GW do 2030, i 300 GW do 2050 roku.

Rozwój polskiego przemysłu wpisuje się w cele jednego z programów naszego modelu biznesowego. Obecne regulacje unijne związane ze zrównoważonym rozwojem zobowiązują nas, aby dostarczać i wdrażać rozwiązania dla projektów wspierających rozwój gospodarki. W tym przypadku chcemy wspierać polskich przedsiębiorców, którzy podejmą się uczestnictwa w budowaniu morskich farm wiatrowych. Aby to zrealizować, musimy poznać potrzeby, oczekiwania i perspektywy polskich firm działających w branżach, które mogą zaangażować się w tę inicjatywę - mówi Marcin Terebelski, dyrektor programu Rozwój Przemysłu w BGK.

Zainteresowanie rośnie

Inicjatywa local content w offshore cieszy się dużym zainteresowaniem polskich przedsiębiorców. Wyniki badania BGK pokazują, że 9 proc. badanych firm już się w nią zaangażowało, a kolejne 52 proc. planuje dołączyć do tej grupy lub widzi taką możliwość. Wśród największych beneficjentów budowy morskich farm wiatrowych w Polsce wskazuje się m.in. przemysł stoczniowy, stalowy i metalowy. Polskie Towarzystwo Morskiej Energetyki Wiatrowej wymienia ponad 300 polskich firm, które mogą uczestniczyć w łańcuchu dostaw farm na Bałtyku.

Około 47 proc. spośród już zaangażowanych przedsiębiorców uważa, że bieżąca skala i zakres ich działalności są wystarczające, aby zaangażować się w budowę farm wiatrowych. Natomiast tylko 12 proc. badanych, którzy znają inicjatywę local content w offshore, ale dopiero planują się w nią zaangażować uważa, że to działanie będzie wymagało wprowadzenia zmian w wewnętrznych procesach i organizacji firmy. Realizacja tak złożonej inwestycji może wiązać się z koniecznością zwiększenia zatrudnienia – budowaniem nowych relacji biznesowych z innymi podmiotami oraz rozbudową mocy produkcyjnych. Podmioty dopiero planujące swoje zaangażowanie zdają się nie doceniać tych wyzwań - mówi Adam Piłat, menedżer zespołu ds. Analiz Strategicznych i Programowych w Banku Gospodarstwa Krajowego.

Jakie wsparcie deklarują polskie firmy?

Niezależnie od świadomości i stopnia aktualnego zaangażowania w inicjatywę local content w offshore, polscy przedsiębiorcy widzą dla siebie perspektywy partycypacji w łańcuchu produkcji farm wiatrowych na Morzu Bałtyckim. W grupie firm znających inicjatywę i już zaangażowanych 16 proc. pełni rolę wykonawców bezpośrednich, a 53 proc. realizuje funkcję podwykonawców. Blisko połowa badanych przedsiębiorców deklaruje, że mogliby brać udział w produkcji turbin lub ich komponentów, a ponad 60 proc. zgłasza gotowość dostarczania innych części elektrowni. Gotowość wsparcia w pracach instalacyjnych wyraża 20 proc. badanych przedsiębiorstw, natomiast fazy projektowa oraz eksploatacyjna interesują po ok. 10 proc. respondentów.

Planowana wartość projektu inwestycyjnego na Bałtyku wynosi ok. 130 mld PLN. Z badania wynika, że odsetek zamówień trafiających do polskich przedsiębiorców mógłby sięgnąć 27 proc. w przypadku usług związanych z instalacją morskich farm wiatrowych oraz nawet 74 proc., gdy chodzi o produkcję innych niż turbiny części do elektrowni.



📈 Raport otwieramy bezpośrednio na CIRE >>> Link <<<
Rynek fotowoltaiki w Polsce - nowy raport Instytutu Energetyki Odnawialnej

Najnowszy raport Instytutu Energetyki Odnawialnej o stanie branży fotowoltaiki w Polsce

Raport stanowi kompletne podsumowanie stanu i trendów na rynku fotowoltaiki w Polsce.

📈 Raport otwieramy bezpośrednio na CIRE >>> Link <<<

Rynek fotowoltaiczny pozostaje głównym obszarem inwestycji w całej energetyce. Moc zainstalowana przekroczyła 12,4 GW, co w porównaniu z rokiem 2021 (7,7 GW) oznaczało rekordowy przyrost ponad 4,7 GW nowych mocy i imponujące tempo wzrostu rynku – 61%. Zgodnie z przewidywaniami i trendem wzrostowym, w 2022 roku Polska ponownie znalazła się czołówce europejskich krajów pod względem przyrostu mocy zainstalowanej w fotowoltaice, poinformował IEO.

Największy wkład w obroty branży wnoszą prosumenci indywidualni, wspierani programami dotacji, w tym  głównie  programem Mój Prąd, którego kolejne edycje pozwalają na rozbudowanie mikroinstalacji PV o dodatkowe urządzenia wspomagające autokonsumpcję energii, takie jak magazyny energii i systemy zarządzania. Liczba prosumenckich instalacji fotowoltaicznych na koniec roku 2022 wynosiła ponad 1,2 mln sztuk, co oznacza wzrost o ponad 41% r/r. Ich łączna moc zainstalowana osiągnęła ponad 9,3 GW.

Na rynku mikroinstalacji szybko rośnie udział firm w nowym systemie rozliczeń net-billing, prowadzącym do większego współczynnika autokonsumpcji i atrakcyjnych wyników ekonomicznych.

Na koniec pierwszego kwartału 2023 roku funkcjonowało 3,4 tys. farm PV o łącznej mocy 3,35 GW, które stanowiły 26% mocy zainstalowanej w fotowoltaice. Najwyższy w historii wzrost mocy w 2022 roku zanotowały duże instalacje PV o mocy powyżej 1 MW,  których udział w rynku fotowoltaiki w najbliższych latach będzie rósł. Już z końcem pierwszego kwartału br. ogólna moc zainstalowana PV przekraczała 13 GW, w tym udział prosumentów wynosił 74%, udział małych instalacji (50–1000 kW) 21%, a dużych farm PV 5%.

Na wyniki branży w 2022 roku wpłynęły: wzrost kosztów produkcyjnych komponentów i ich transportu (wybuch wojny w Ukrainie i kryzys energetyczny) oraz inflacja. Ceny instalacji wzrosły średnio o 11% (a więc poniżej inflacji). W stosunku do 2021 roku wzrosły też ceny nowych projektów w trakcie dewelopmentu, najbardziej ceny projektów z uzyskanymi warunkami przyłączenia do sieci (o 32%).

W 2023 roku obroty handlowe na rynku energii z fotowoltaiki wyniosą niemal 110 mld zł

W Raporcie przedstawiono średniookresową prognozę mocy zainstalowanej w PV. Już na koniec obecnego roku 2023, moc wszystkich zainstalowanych źródeł fotowoltaicznych wyniesie 18 GW, a przyrost mocy r/r może nawet przekroczyć 6 GW, co będzie kolejnym rekordem. Łączna produkcja energii z PV w 2023 roku wyniesie 14,6 TWh.

Prognozuje się, że w 2023 roku obroty handlowe na rynku energii z fotowoltaiki wyniosą niemal 110 mld zł, a wartość rynku inwestycji PV będzie kształtowała się na poziomie 20 mld zł.

Scenariusz IEO zakłada, że moc 26,8 GW w fotowoltaice zostanie osiągnięta na koniec 2025 roku.

W całym okresie 2022–2025 przyrost mocy sięgnie 14,4 GW, tempo wzrostu (CAGR) mocy PV wyniesie ponad 21% i będzie to tempo dwukrotnie wyższe od prognoz globalnych (10,7%).

Branża fotowoltaiczna stała się jednym z filarów polskiej gospodarki

Grzegorz Wiśniewski, prezes IEO, prezentując wyniki raportu, zwrócił uwagę na olbrzymie i ciągle niedoceniane znaczenie branży PV, nie tylko w transformacji energetycznej, ale i w całej gospodarce.

W latach 2019–2022 udział energii z PV w energii elektrycznej z OZE wzrósł z 3% do ponad 23,3%, a w strukturze całkowitej generacji z 0,4% do 4,5%. Fotowoltaika „ciągnie” za sobą rynek inteligentnych rozwiązań towarzyszących, takich jak magazyny energii, służących poprawie funkcjonowania instalacji PV na rynku energii i zwielokrotnia łańcuch wartości.

Z obrotami  rocznymi rzędu 20 mld zł fotowoltaika całkowicie zdominowała rynek inwestycji w wytwarzanie energii, które zdaniem GUS, w 2021 roku, wynosiły  tylko 24,5 mld zł, przy ogólnych inwestycjach w przemyśle 89 mld zł.

Branża fotowoltaiczna stała się jednym z filarów polskiej gospodarki – podkreślił Grzegorz Wiśniewski.

Wzrost branży w kolejnych latach ograniczają sieci energetyczne. Co prawda, w 2022 roku wydano warunki przyłączenia dla 5,3 GW nowych projektów PV, ale sumaryczna moc odmów wydania warunków przyłączenia dla PV wyniosła 30,4 GW. Plany rozwoju sieci do 2028 roku są niewystarczające; wolne moce przyłączeniowe w tym okresie dla wszystkich OZE wynoszą zaledwie 4,4 GW.

zobaczmy równieżBudżet na Mój Prąd 5.0 będzie jeszcze większy

Kluczowe znaczenie mają inwestycje w rozwój i modernizację sieci elektroenergetycznych

Wyniki raportu „Rynek fotowoltaiki w Polsce 2023” skomentował minister Ireneusz Zyska, Pełnomocnik Rządu ds. OZE. Minister podkreślił, że Polska kolejny rok z rzędu zajęła wysoką pozycję na tle krajów UE i dodał:   

Naszą ambicją jest, aby w najbliższych latach zająć pozycję lidera w rozwoju fotowoltaiki w Europie. I nie chodzi tu tylko o wzrost mocy zainstalowanych rok do roku, ale przede wszystkim o budowę przemysłu fotowoltaicznego opartego na innowacyjnych polskich technologiach, którego produkty będą zdobywać odbiorców na rynkach krajowych i zagranicznych – powiedział Ireneusz Zyska.

Realizacji powyższych celów ma dokonać powołana w 2021 roku platforma Porozumienie o Współpracy na Rzecz Rozwoju Sektora PV. Minister Ireneusz Zyska wspomniał  o istotnym bodźcu dla rozwoju energetyki rozproszonej, jakim są programy wsparcia, takie jak Mój Prąd.

Zwrócił też uwagę na wyzwania.

Kluczowe znaczenie mają również inwestycje w rozwój i modernizację sieci elektroenergetycznych, co umożliwi odbiór energii generowanej w instalacjach OZE. Chcemy optymalizować wykorzystanie mocy przyłączeniowych, umożliwiając współdzielenie infrastruktury sieciowej – podkreślił.

Rozwój fotowoltaiki w Polsce z punktu widzenia inwestorów

W towarzyszącym konferencji prasowej panelu dyskusyjnym wyniki raportu podsumowali przedstawiciele partnerów raportu: BayWa r.e., Corab, EDP, mBank, Alseva, Huawei, OX2 oraz Polenergia Fotowoltaika, przedstawiając komentarze do aktualnej sytuacji na rynku i swoje plany.

Poruszone zostały m.in. kwestie dotyczące perspektywy dalszego rozwoju fotowoltaiki w Polsce z punktu widzenia inwestorów w farmy fotowoltaiczne, deweloperów projektów, rynku prosumentów i sektora finansowego.

Analizowano przyczyny sukcesu; dlaczego pomimo kryzysu energetycznego i spowolnienia gospodarczego rynek polskiej fotowoltaiki rośnie najszybciej w Europie.

Mówiąc o warunkach dalszego wzrostu i wyzwaniach czekających rynek fotowoltaiki, przedstawiciele branży zwracali przede uwagę na konieczność zwiększenia możliwości przyłączeniowych instalacji OZE do krajowego systemu energetycznego.

Miliardy potrzebne na transformację ciepłownictwa. PTEZ prezentuje raport nt. pakietu Fit for 55

Realizacja wymagań Pakietu Fit for 55 w polskim ciepłownictwie to koszt od 276 mld zł do nawet 418 mld zł. Polskie Towarzystwo Elektrociepłowni Zawodowych zaprezentowało raport, w którym oceniono wpływ rozstrzygnięć unijnego pakietu Fit for 55 na polską branżę ciepłowniczą. Analizę przedstawiono w trakcie IV Kongresu Kogeneracji, który w dniach 29-31 maja odbywa się w Kazimierzu Dolnym

Autorzy raportu wskazali, że głównym zadaniem sektora ciepłownictwa systemowego w Polsce jest niezmiennie troska o bezpieczeństwo dostaw ciepła i energii elektrycznej dla mieszkańców Polski. Jest to kluczowe uwarunkowanie, które powinno determinować wszelkie procesy inwestycyjne realizowane w branży energetycznej. W opinii ekspertów Polskiego Towarzystwa Elektrociepłowni Zawodowych nabrało ono szczególnego znaczenia w związku z globalnymi skutkami wojny w Ukrainie, a także z koniecznością prowadzenia inwestycji zmierzających do wypełnienia ambitnych celów unijnej polityki klimatyczno-energetycznej, prowadzących do osiągnięcia neutralności emisyjnej w roku 2050.

📈 Raport otwieramy bezpośrednio na CIRE >>>Link<<<

W raporcie, który przygotowali eksperci PTEZ, dokonano oceny wpływu kluczowych regulacji uzgodnionych w ramach pakietu Fit for 55 na transformację sektora ciepłownictwa systemowego w Polsce, wskazując na koszty tego procesu w skali całej branży, a także możliwe do zastosowania scenariusze i warianty technologiczne dla systemów ciepłowniczych różnej wielkości. Jest to pierwsza tego typu analiza dokonana w oparciu o niemal finalny kształt tych rozstrzygnięć, która stanowi istotny wkład w kontynuację dyskusji na temat transformacji energetycznej Polski.

Proces legislacyjny w Unii Europejskiej dotyczący pakietu Fit for 55 jest już na ostatniej prostej, ale kolejnym wyzwaniem dla skutecznej realizacji celów dekarbonizacyjnych będzie wdrożenie przepisów najważniejszych dyrektyw do prawa krajowego. Z tego powodu, w raporcie zawarto również proponowane kierunki implementacji wybranych regulacji do legislacji krajowej.

Przez ostatnie dwa lata na forum unijnym trwały intensywne prace nad pakietem Fit for 55, w których dużą uwagę przywiązano do m.in. obszaru dekarbonizacji ciepłownictwa systemowego. Z perspektywy branży, każdy przepis warunkujący możliwość zastosowania danej technologii czy paliwa ma ogromny wpływ na całość procesów – podkreślił w trakcie prezentacji raportu Wojciech Dąbrowski, prezes Polskiego Towarzystwa Elektrociepłowni Zawodowych i PGE Polskiej Grupy Energetycznej. – Dlatego Polskie Towarzystwo Elektrociepłowni Zawodowych było zaangażowane w konsultacje towarzyszące pracom nad pakietem Fit for 55. Dzięki staraniom administracji, polskich europosłów oraz całego sektora, w tym wytwórców zrzeszonych w PTEZ, finalnie uzgodniono rozwiązania legislacyjne, które zdecydowanie lepiej odzwierciedlają polską specyfikę ciepłownictwa systemowego w porównaniu do propozycji z lipca i grudnia 2021 roku. Analizy przeprowadzone przez PTEZ wykazały, że gdyby nie te działania, sumaryczne koszty transformacji infrastruktury wytwórczej byłyby wyższe o ok. 70 mld złotych, czyli blisko o 40%. 

Jak wyliczyli eksperci PTEZ, sprostanie wymaganiom unijnego pakietu Fit for 55 będzie wymagało, w przypadku Polski, w zależności od scenariusza poniesienia nakładów na poziomie:

  • od 94 mld zł do 178 mld zł – na infrastrukturę wytwórczą,
  • od 76 mld zł do 100 mld zł – na infrastrukturę przesyłową i dystrybucyjną,
  • od 106 mld zł do 140 mld zł – na modernizację instalacji odbiorczych, 
  • czyli łącznie – od 276 mld zł do 418 mld zł na dekarbonizację sektora ciepłownictwa systemowego. 

W ostatnich latach w sektorze ciepłownictwa systemowego w Polsce zapoczątkowane zostały intensywne procesy inwestycyjne. Wraz z dążeniem do zmniejszenia emisyjności wytwarzania ciepła, podejmowane są prace na rzecz budowy systemów hybrydowych, w których centralne jednostki wytwórcze będą uzupełniane przez odnawialne źródła wytwarzania ciepła. Zgodnie z celem polityki klimatyczno-energetycznej, w roku 2050 systemy ciepłownicze osiągną neutralność klimatyczną - zaznacza Prezes Wojciech Dąbrowski. – W raporcie przygotowanym przez PTEZ podjęto próbę określenia kosztów dekarbonizacji sektora ciepłownictwa systemowego w Polsce w oparciu o osiągnięte rozstrzygnięcia oraz wskazano kluczowe technologie, które umożliwią proces transformacji. 

W raporcie dla każdego rynku ciepła zaproponowano po cztery warianty kombinacji technologicznych, które pozwalają na spełnienie przez dany system ciepłowniczy kryterium efektywnego systemu ciepłowniczego w kolejnych przedziałach czasowych, zgodnie z rozstrzygnięciami zawartymi w dyrektywie EED. Eksperci PTEZ wskazują, że aby możliwe było osiągnięcie celu neutralności klimatycznej, niezbędna będzie budowa nowych źródeł wytwórczych, wykorzystujących odnawialne źródła energii.

Kluczowym aspektem procesu transformacji jest jej finansowanie. W tym zakresie, poza dostępnością środków na ten cel, niezbędne jest także zapewnienie mieszkańcom Polski  cen ciepła i energii elektrycznej po akceptowalnej cenie – wskazuje Prezes Dąbrowski.

Aby tak się stało, konieczne jest zwiększenie maksymalnego poziomu pomocy publicznej, określonego w zmienionych w marcu 2023 r. na niekorzyść, przepisach unijnych, z poziomu 30-45% kosztów kwalifikowanych obecnie, do co najmniej 60% - dodaje Wojciech Dąbrowski.

Zdaniem autorów analizy procedowane w ramach pakietu Fit for 55 regulacje, wynikające z celów polityki klimatyczno-energetycznej UE, będą miały wpływ na długoterminowe perspektywy rozwoju systemów ciepłowniczych.

Rynek ciepła systemowego w Polsce jest największym w UE, co wynika w głównej mierze z uwarunkowań klimatycznych w korelacji z dużą gęstością zabudowy w miastach i wysokim wskaźnikiem urbanizacji. Jednym ze wskaźników określających rozmiar i potencjał sieci ciepłowniczych jest ilość ciepła sprzedawanego do tych klientów. Polska jest w tym zestawieniu niezaprzeczalnym liderem. Wolumen sprzedanego ciepła do odbiorców ciepła sieciowego w Polsce jest prawie pięciokrotnie wyższy od sprzedaży w Niemczech oraz dwukrotnie większy niż w Danii. To kraje, które charakteryzują się również bardzo rozbudowanymi systemami ciepłowniczymi – zaznaczyła Dorota Jeziorowska, dyrektor PTEZ.

Raport "Ocena wpływu rozstrzygnięć unijnego pakietu Fit for 55 na transformację sektora ciepłownictwa systemowego w Polsce" zaprezentowany został na IV Kongresie Kogeneracji w Kazimierzu nad Wisłą. 

📈 Raport pobieramy bezpośrednio z CIRE >>>Link<<<

Milionowe inwestycje PGE Dystrybucja w sieci energetyczne na Podlasiu

PGE Dystrybucja, z Grupy PGE modernizuje swoje sieci energetyczne na południu województwa podlaskiego. Inwestycje o wartości ok. 8 mln zł poprawią pewność zasilania odbiorców z obszarów wiejskich, umożliwią przyłączenie nowopowstających farm fotowoltaicznych oraz zmniejszą awaryjność linii przebiegających przez tereny zalesione

Obszar działalności PGE Dystrybucja to nie tylko tereny zurbanizowane, w dużej części są to obszary wiejskie a także zalesione. Pokaźną powierzchnię białostockiego oddziału spółki zajmują parki narodowe i krajobrazowe czy puszcze, które charakteryzują się utrudnionym dostępem do urządzeń energetycznych, co jest uciążliwe zwłaszcza przy występowaniu trudnych warunków pogodowych. Stąd potrzeba kablowania sieci - czyli umieszczania jej pod powierzchnią ziemi. Inwestycje realizowane są już w Rejonie Energetycznym Bielsk Podlaski, gdzie około 15 proc. powierzchni zajmują kompleksy leśne takie jak m.in. Puszcza Białowieska i Mielnicka.

Prace modernizacyjne prowadzone są na południu województwa podlaskiego m.in. w gminach Mielnik w powiecie siemiatyckim i gminie Dubicze Cerkiewne w powiecie hajnowskim. Zostanie tam wybudowanych ok. 14 km linii kablowych kosztem demontażu 12 km linii napowietrznych. Dodatkowo powstają 3 nowe kontenerowe stacje transformatorowe oraz 3 stacje słupowe. Inwestycja wpłynie przede wszystkim na poprawę parametrów zasilania odbiorców.

Prowadzone inwestycje ograniczą liczbę wyłączeń awaryjnych wynikających ze złych warunków atmosferycznych z uwagi na likwidację sieci napowietrznych i zastąpienie ich liniami kablowymi. Umożliwią również zasilenie odbiorców o większej mocy przyłączeniowej oraz pozwolą na przyłączenie nowopowstających farm fotowoltaicznych. Wartość realizowanych prac to ok. 8 mln zł – podkreśla Jacek Płoński, dyrektor generalny białostockiego oddziału PGE Dystrybucja.

Program kablowania sieci SN realizowany w Spółce wchodzi w bardzo dynamiczną fazę. W 2023 roku na realizację Programu Oddział Białystok planuje przeznaczyć około 188 mln zł, co umożliwi skablowanie ok. 360 km linii średniego napięcia (SN).

Kablowanie sieci SN to jedno z najważniejszych zadań, jakie stawiają przed sobą energetycy.

Program zakłada zwiększenie udziału linii kablowych przynajmniej do 30 proc. do 2026 roku. Inwestycje te dofinansowane są ze środków rządowego Funduszu Reprywatyzacyjnego w ramach projektu „Dystrybucja Przyszłości” obejmującego modernizację i rozwój sieci i spełniają założenia strategii Grupy PGE wpisane w Politykę Energetyczną Polski.
UKE publikuje raport dostępu do słupów elektroenergetycznych

Minęły niespełna dwa lata od czasu, kiedy Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych wdrożyli regulacje Prezesa UKE w zakresie dostępu do słupów elektroenergetycznych. Ten czas pokazał, że popyt na dostęp do słupów elektroenergetycznych stale rośnie. Od 2019 r. do końca pierwszego kwartału 2023 r. liczba wykorzystywanych słupów zwiększyła się ponad dwukrotnie i obecnie wynosi niemalże 1 milion

Szybki rozwój techniki, wzrost ruchu w internecie i rosnące zapotrzebowaniem na e-usługi wymusza rozwój nowoczesnej infrastruktury telekomunikacyjnej. Z tego względu niezwykle istotna staje się dostępność i wykorzystanie sieci o bardzo dużej przepustowości umożliwiającej powszechne korzystanie z produktów, usług i aplikacji w ramach jednolitego rynku cyfrowego. Ma to szczególne znaczenie dla możliwości świadczenia nowoczesnych usług telekomunikacyjnych, wykorzystywanych do świadczenia pracy zdalnej lub usług publicznych (np. e-zdrowie, e-szkoła, e-administracja), które będą mogły dotrzeć do miejsc dotąd niedostępnych dla przedsiębiorców telekomunikacyjnych.

Likwidacja białych plam w dostępie do szerokopasmowego internetu w sporej mierze oparta jest na wykorzystaniu istniejącej infrastruktury technicznej, w tym między innymi podbudowy słupowej. Dostęp do słupów znacząco obniża koszty inwestycji i ma bezpośrednie przełożenie na rozwój sieci szerokopasmowych.


Wspieranie wykorzystania istniejącej infrastruktury

Synergie międzysektorowe polegające na zwiększeniu zakresu współkorzystania przez przedsiębiorców telekomunikacyjnych z infrastruktury technicznej w zakresie słupów elektroenergetycznych należących do Operatorów Systemów Dystrybucyjnych mogą znacząco zredukować konieczność prowadzenia robót budowlanych związanych z realizacją sieci łączności elektronicznej i tym samym mogą także zmniejszyć związane z nimi koszty środowiskowe (zanieczyszczenie) i społeczne (uciążliwości i zatory komunikacyjne).


Regulacje Prezesa UKE

Budowa szybkich sieci łączności elektronicznej wymaga, aby dostawcy publicznych sieci mieli prawo dostępu do infrastruktury technicznej bez względu na jej położenie, na uczciwych i rozsądnych warunkach. Z tego względu, odpowiadając na potrzeby rynku telekomunikacyjnego, w lutym 2021 r. Prezes UKE wydał decyzje określające warunki dostępu do infrastruktury technicznej w zakresie słupów elektroenergetycznych należących do największych ich dysponentów w Polsce, zajmujących się dystrybucją energii elektrycznej tj. ENEA Operator sp. z o. o., Stoen Operator sp. z o.o., PGE Dystrybucja S.A., Energa Operator S.A. oraz Tauron Dystrybucja S.A.

Warunki dostępu określone w decyzjach mają na celu zapewnienie jak najmniej kolizyjnego koegzystowania infrastruktur dwóch rodzajów: elektroenergetycznej i telekomunikacyjnej.

Stanowią one odpowiedź na zidentyfikowane we współpracy problemy i określają m.in. prawa i obowiązki stron, procedury zawierania i rozwiązywania umów, zasady komunikacji i odpowiedzialności za naruszenia, procedury uzyskania dostępu do słupów i ich eksploatacji.

Regulacja Prezesa UKE przyczynia się również do uspójnienia wysokości opłat związanych z udostępnianiem słupów.


Ponad 300 umów ramowych

Z danych posiadanych przez Prezesa UKE wynika, że w okresie od wdrożenia decyzji (czerwiec 2021 r.) do końca pierwszego kwartału 2023 r. jej adresaci zawarli na podstawie decyzji ponad 300 umów ramowych i 754 umowy szczegółowe oraz 366 aneksów do umów.

Nie zawsze jednak negocjacje prowadzone przez przedsiębiorców telekomunikacyjnych z Operatorami Systemów Dystrybucyjnych kończą się zawarciem lub zmianą umowy, czego rezultatem są składane wnioski do Prezesa UKE o wydanie decyzji administracyjnych rozstrzygających spory w zakresie dostępu do słupów elektroenergetycznych. We wskazanym okresie Prezes UKE wydał 24 decyzje rozstrzygające spory w zakresie dostępu do słupów elektroenergetycznych adresatów decyzji z lutego 2021 r. Aktualnie Prezes UKE prowadzi 21 postępowań administracyjnych dotyczących spraw spornych, w których stroną są Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych.

Stały wzrost liczby zawieranych umów na dostęp do słupów elektroenergetycznych, z czego większość nowych umów zawierana jest na podstawie decyzji Prezesa UKE, wiąże się ze wzrostem wykorzystania słupów na potrzeby realizacji szybkich sieci telekomunikacyjnych, a to pozwala prognozować dalszy dynamiczny rozwój sieci światłowodowych w Polsce.



📋 Aktualną informację o dostępie do słupów otwieramy bezpośrednio na CIRE >>> Link <<<

Dostępny jest najnowszy energetyczny raport PTPiREE

Polskie Towarzystwo Przesyłu i Rozdziału Energii Elektrycznej opublikowało raport „Energetyka Dystrybucja Przesył” podsumowujący ubiegły rok w branży. Przygotowywane przez PTPiREE coroczne zestawienie stanowi absolutny niezbędnik, z którym powinien zapoznać się każdy, w kręgu którego zainteresowań znajduje się elektroenergetyka

Zgodnie z danymi z raportu, w 2022 roku infrastruktura sieciowa w Polsce powiększyła się m.in. o około 2 tys. stacji elektroenergetycznych oraz ponad 6,6 tys. kilometrów linii. 2022 rok był również wyjątkowy dla prosumentów, gdyż w ciągu 12 miesięcy operatorzy przyłączyli do sieci ponad 356 tys. mikroinstalacji.

Ubiegły rok był także kolejnym, w którym nastąpił wzrost nakładów na przyłączanie odbiorców i źródeł w całości nakładów inwestycyjnych.

Łączne polscy operatorzy elektroenergetyczni wydali na inwestycje ponad 9,2 mld złotych.

W raporcie „Energetyka Dystrybucja Przesył” znaleźć można wiele innych kompleksowych danych i zestawień.

Poza liczbami, wskaźnikami i wykresami, sporo miejsca zajmuje prezentacja inwestycji, współpracy z samorządami i działań w obszarze społecznej odpowiedzialności biznesu, prowadzonych przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne, Eneę Operator, Energa-Operator, Stoen Operator, PGE Dystrybucja i Tauron Dystrybucja.

W raporcie możemy zapoznać się także z wypowiedziami Minister Klimatu i Środowiska Anny Moskwy oraz Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki Rafała Gawina.

W raporcie m.in.:

  • Dynamiczne zmiany w branży
  • Bezpieczeństwo energetyczne i sprawiedliwa transformacja
  • Karta Efektywnej Transformacji Sieci Dystrybucyjnych Polskiej Energetyki
  • Najważniejsze wydarzenia w branży
  • Prezentacja spółek
  • Rok 2022 w dystrybucji i przesyle w liczbach


📋 Raport otwieramy bezpośrednio na CIRE >>> Link <<<
Za nami GAZTERM 2023'

W dniach 14-17 maja 2023 roku w Międzyzdrojach odbyła się 26. konferencja GAZTERM. Podczas wydarzenia omówiono kwestie dotyczące rynku gazu oraz możliwych scenariuszy jego rozwoju i transformacji

Czytelników CIRE zapraszamy do przejrzenia najciekawszych prezentacji omawianych w panelach eksperckich podczas tegorocznego GAZTERM'u.





Link do tej prezentacji >>> klikamy tu <<<