PL EN DE
Polska sprzedała uprawnienia do emisji CO2 po 91,91 euro

Przeprowadzona w środę 1 lutego na EEX w imieniu Polski aukcja uprawnień do emisji CO2 została rozliczona po kursie 91,91 euro. Uczestnicy zgłosili zapotrzebowanie na 4 989 000 uprawnień wobec oferowanych 2 676 000

Aukcję uprawnień do emisji CO2 z 1 lutego 2023 r. komentuje dla CIRE.PL Tomasz Marek Bujacz – Senior Corporate Sales Trader w Vertis Environmental Finance.

„W ciągu ostatnich 6 sesji ceny uprawnień do emisji CO2 zyskały 17 euro. Silne rezultaty aukcji w połączeniu z bardzo aktywnymi kupującymi spowodowały wybicie powyżej psychologicznego progu oporu przy 90 euro. 

Przyśpieszenie wzrostów nastąpiło wczoraj ok. godz. 13:15, kiedy w ciągu zaledwie 2 min przehandlowany wolumen wzrósł o 1,5 mln ton. 

Ceny miksu energetycznego w ostatnim czasie były stabilne, nie widzieliśmy gwałtownych wzrostów na gazie. Ten nadal wyceniany jest najniżej od października 2021 r. W ostatnim czasie nie odbyły się żadne spotkania polityczne, które mogłyby wpłynąć na tak znaczący wzrost cen. Do końca rozliczenia emisji za poprzedni rok pozostało 12 tygodni” – komentuje Senior Corporate Sales Trader w Vertis Environmental Finance.




„Przeprowadzona w środę 1 lutego 2023 r. na EEX w imieniu Polski aukcja uprawnień do emisji dwutlenku węgla została rozliczona po kursie 91,91 euro. Uczestnicy zgłosili zapotrzebowanie na 4 989 000 uprawnień, wobec oferowanych 2 676 000, co dało współczynnik pokrycia na poziomie 1,86.

22 uczestników rynku złożyło oferty zakupu, natomiast 18 otrzymało jednostki.  

W sumie do budżetu wpłynie 245 951 160 euro. 

Najniższe oferty znalazły się na poziomie 50,00 euro, najwyższe natomiast na poziomie 99,00 euro” – informuje Tomasz Marek Bujacz.


.


„Z analizy technicznej współczynnik siły względnej dla EUA znajduje się na poziomie 70, pierwszymi progami wsparcia w przypadku korekty mogą być: 91,18; 90,00; 84,69 oraz 83,73 euro. Z kolei w przypadku wzrostów pierwszym oporem może być 100 euro” – podsumowuje Tomasz Marek Bujacz. 

Vertis/CIRE.PL
W Elektrowni Rybnik rozpoczęła się budowa kotłowni rozruchowej, która zwiększy jej elastyczność

9 stycznia br. rozpoczęła się budowa kotłowni rozruchowej w Elektrowni Rybnik należącej do spółki PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna z Grupy PGE. Inwestycja zwiększy elastyczność bloków energetycznych poprzez umożliwienie ich szybkiego uruchomienia, gdy bloki pozostają w postoju. Kotłownia rozruchowa pozwoli Elektrowni Rybnik jeszcze szybciej reagować na dyspozycje PSE, operatora systemu przesyłowego, dotyczące zwiększania mocy na wyłączonych w danym momencie jednostkach wytwórczych

Dynamiczny rozwój odnawialnych źródeł energii na terenie Polski, w którym największy udział ma PGE Polska Grupa Energetyczna, wymusza na energetyce węglowej konieczność utrzymania dużej elastyczności pracy poszczególnych bloków energetycznych, w tym możliwości ich szybkiego uruchomiania w sytuacjach otrzymania od operatora krajowego systemu elektroenergetycznego dyspozycji zwiększenia mocy. Wobec coraz większej ilości energii z wiatru i słońca w systemie energetycznym od elektrowni węglowych wymaga się częstego zmniejszania mocy wytwórczych oraz ich zwiększania w sytuacjach, gdy ze względu na warunki atmosferyczne odnawialne źródła energii nie mogą pracować z pełną mocą.

Elastyczność pracy bloków węglowych staje się dziś jednym z najważniejszych parametrów i z tego względu Elektrownia Rybnik podjęła decyzję o budowie na swoim terenie kotłowni rozruchowej, która pozwoli jej sprawniej reagować na otrzymywane od operatora dyspozycje zwiększania mocy na blokach energetycznych przebywających w tymczasowym postoju.

Pierwszy etap budowy obejmuje prace ziemne, których elementem jest wykonanie pali pod fundamenty budynku kotłowni oraz komina. Zakończenie prac budowlanych związanych z wykończeniem budynku kotłowni rozruchowej oraz układu wyprowadzenia spalin zaplanowano na koniec marca br. W kolejnych miesiącach zostaną dostarczone główne urządzenia, czyli wytwornice pary oraz palniki dwupaliwowe. Zakończenie całości robót montażowych instalacji technologicznych zaplanowano na sierpień 2023 r. Do tego czasu zrealizowane zostaną również wszystkie prace związane z elektryką i automatyką nowej instalacji.

Po okresie uruchomienia, testowania i rozruchu zamontowanych urządzeń i instalacji nastąpi przekazanie inwestycji obsłudze elektrowni. Wtedy rozpoczną się także pomiary parametrów gwarantowanych, które wykona akredytowana firma pomiarowa.

Zaplanowane prace rozpoczęły się zgodnie z przyjętym harmonogramem – mówi Bernard Ptaszyński, dyrektor Elektrowni Rybnik.

Budowa kotłowni rozruchowej w rybnickiej elektrowni pozwoli na zapewnienie ciągłości dostaw energii, co z kolei przekłada się na utrzymanie bezpieczeństwa energetycznego kraju. Inwestycja ułatwi elastyczność całego procesu produkcji energii oraz umożliwi szybkie dostosowanie się do aktualnej sytuacji i potrzeb systemu – dodaje.

Głównymi elementami kotłowni rozruchowej będą dwie wytwornice pary. Ich instalacja obniży tzw. minimum techniczne elektrowni, czyli minimalną ilość bloków energetycznych, które muszą stale pracować w elektrowni, aby w razie potrzeby wytworzyć właściwą ilość pary niezbędną do rozruchu kolejnych bloków, które aktualnie będą w postoju. Nowe wytwornice pary dostarczą parę dla potrzeb rozruchu bloków, układów ciepłowniczych oraz grzania mazutu. Wytwornice opalane będą olejem lekkim, a w późniejszym czasie gazem ziemnym. Wyposażone zostaną w układ automatycznej regulacji oraz automatycznego uruchomienia i wyłączenia, co umożliwi ich 24-godzinną pracę bez konieczności nadzoru.

Generalnym realizatorem inwestycji jest Zakład Automatyki Przemysłowej INTEC Sp. z o. o. Głównym podwykonawcą robót budowlanych jest firma UNIBEP S.A., a dostawcą dwóch wytwornic pary jest Viessmann Sp. z o.o.

 

Departament Komunikacji PGE GiEK

Ponad 2 miliony inteligentnych liczników w sieci Energa-Operator

Liczba liczników zdalnego odczytu zamontowanych w sieci dystrybucyjnej Energa-Operator przekroczyła wraz z początkiem nowego roku dwa miliony. Obecnie zdalnym pomiarem objętych jest już blisko 70% przyłączonych do sieci Energa-Operator odbiorców, prosumentów i wytwórców

Energa-Operator jest liderem zdalnego opomiarowania w Polsce. Już w najbliższym czasie wypełnimy wymogi  nowelizacji ustawy Prawo energetyczne z dnia 20 maja 2021, osiągając zakładany w niej na 2028 rok 80% poziom zdalnego opomiarowania, znacząco przed wskazanym terminem. Do roku 2026 mamy w planach zamontowanie liczników zdalnego odczytu u wszystkich przyłączonych do naszej sieci dystrybucyjnej uczestników rynku energii elektrycznej – mówi Łukasz Głowacki Dyrektor Departamentu Pomiarów Energa-Operator. 

Zdalny pomiar to filar transformacji energetycznej

Inteligentne liczniki będą niezbędne do prawidłowego bilansowania systemu elektroenergetycznego, w którym wiodącą rolę odgrywają odnawialne źródła energii elektrycznej. Pozwolą m.in. na identyfikowanie zdarzeń sieciowych wymagających reakcji w celu utrzymania ciągłości i jakości świadczenia usług dystrybucji energii elektrycznej. Umożliwią także dokładniejsze prognozowanie zapotrzebowania na energię elektryczną i moc oraz odpowiednie zaplanowanie pracy źródeł wytwórczych. Dzięki temu można będzie sprawnie uzupełnić ewentualny brak mocy przy niesprzyjających do generacji energii z OZE warunkach atmosferycznych lub też ograniczyć wytwarzanie z OZE przy braku popytu na energię elektryczną w danym czasie i na danym obszarze.

Zdalne urządzenia pomiarowe zapewnią też m.in. możliwość monitorowania parametrów dostarczanej energii i powiadomienia operatora o błędach technicznych sieci, takich jak np. brak fazy. Zdalnie realizowane są też już niektóre usługi, takie jak zmiana grupy taryfowej w przypadku zmiany umowy przez klienta.

Niezwykle istotną funkcją zdalnego pomiaru, będzie umożliwienie szerokiego uczestnictwa użytkowników sieci elektroenergetycznej w rynku nowych usług związanych z transformacją energetyczną m.in. tych dotyczących elastyczności sieci, a także powstanie nowych dynamicznych taryf, w których np. cena energii elektrycznej będzie mogła być aktualizowana co godzinę w zależności od aktualnego poziomu jej generacji i zapotrzebowania na nią.

Dwie umowy na liczniki w ostatnim czasie

Energa-Operator zawarła pod koniec ubiegłego roku dwie umowy na dostawy ponad 220 tysięcy liczników 1 fazowych oraz 250 tysięcy 3 fazowych, a także przeszło 23 tysięcy modemów komunikacji zastępczej.

Zamówione w ramach umów urządzenia, których montaż wkrótce się rozpocznie, spełniają najnowsze normy komunikacji z wykorzystaniem linii elektroenergetycznej (PLC – Power Line Communication), zgodne ze standardem PRIME 1.4. Standard ten współtworzony był przez pracowników Energa-Operator na bazie ich innowacyjnego pomysłu.

PRIME (Powerline Intelligent Metering Evolution) Alliance, to międzynarodowa organizacja zrzeszająca m.in. przedsiębiorstwa zajmujące się dystrybucją energii elektrycznej, a także największe na świecie przedsiębiorstwa produkujące sprzęt do pomiaru jej zużycia. Celem jej działania jest tworzenie otwartych specyfikacji technicznych umożliwiających, różnym wytwórcom, produkcję urządzeń mogących wzajemnie współdziałać ze sobą w ramach jednej sieci dystrybucyjnej.

Najnowszy opracowany przez PRIME standard 1.4, dzięki wykorzystaniu szerszego pasma do transmisji danych, jest dużo bardziej odporny na ewentualne zakłócenia wprowadzone do sieci przez urządzenia odbiorców, takie jak np. coraz częściej stosowane oświetlenie LED. Liczniki zdalnego odczytu pracujące w tym standardzie wykorzystują 8 kanałów, w których mogą się komunikować, wybierając ten, w którym zakłócenia są najmniejsze. Dodatkowym atutem standardu PRIME 1.4 jest możliwość przesyłania większej ilości informacji.

Największe wyzwanie jeszcze przed nami, ponieważ oczekiwania co do funkcjonowania zdalnej infrastruktury pomiarowej są bardzo wysokie. Celem jest zapewnienie możliwości codziennego przekazywania do Operatora Informacji Rynku Energii kompletu rejestrów, pozyskiwanych z każdego licznika zdalnego odczytu zainstalowanego w sieci Energa-Operator, w czasie rzeczywistym, w granulacji danych godzinowych i minutowych – mówi Ewa Sikora Dyrektor Pionu Usług Dystrybucyjnych Energa-Operator 

Analogiczne wyzwania dotyczą przyjmowania i realizowania zleceń na rzecz klientów Energa-Operator w ciągu minut, w stosunku do obecnie przewidzianego na to czasu, który wynosi od 14 do 30 dni. Dlatego najbliższe lata w obszarze technicznej obsługi odbiorców to okres, w którym będziemy dokonywać transformacji energetycznej obejmującej działalność operacyjną w tym aspekcie funkcjonowania Spółki. Jednocześnie bardzo mocno skupimy się też na tworzeniu standardów, przy jeszcze większej niż do tej pory współpracy z obszarami działalności informatycznej i telekomunikacyjnej. - dodaje Ewa Sikora.

Wdrożenie przez Energa-Operator liczników wykorzystujących standard PRIME 1.4, na tak szeroką skalę, będzie jednym z pierwszych tego typu w Europie.

Enea Operator buduje nową stację energetyczną z myślą o rozwoju OZE

Enea Operator realizuje kolejną inwestycję w ramach programu modernizacji sieci energetycznej Poznań2030

Inwestycja obejmie budowę nowej stacji 110/15 kV Szczepankowo wraz z powiązaniami.

Nowa stacja przyczyni się do rozwoju energetyki odnawialnej na terenie Poznania i okolic – wzrosną możliwości przyłączenia źródeł OZE.

Pod koniec zeszłego roku Enea Operator przekazała wykonawcy plac budowy, na którym powstaje nowa stacja energetyczna - Główny Punkt Zasilający (GPZ) Szczepankowo. GPZ zlokalizowany będzie w południowo-zachodniej części Poznania, tuż przy węźle drogowym „Krzesiny” na autostradzie A2. Inwestycja obejmuje także budowę linii kablowych wysokiego napięcia 110 kV niezbędnych do zasilenia stacji, jak również budowę powiązań linii średniego napięcia z już istniejąca siecią elektroenergetyczną.

Celem budowy nowej stacji, właśnie w tym rejonie, jest umożliwienie rozwoju energetyki odnawialnej na obszarze Poznania oraz powiatu poznańskiego, gdzie liczba inwestycji OZE dynamicznie rośnie – powiedział Marek Rusakiewicz, p.o. prezesa Enei Operator.

Enea Operator tylko w trzech pierwszych kwartałach 2022 roku przyłączyła ponad 36 tys. odnawialnych źródeł energii o łącznej mocy ponad 670 MW. Obecnie do sieci Enei Operator przyłączonych jest ponad 150 tys. źródeł rozproszonych o mocy ponad 3,7 GW.

Łączna wartość inwestycji to niemal 26 mln złotych. Przedsięwzięcie zostało objęte dofinasowaniem z Europejskiego Funduszu Spójności w ramach działania  1.1. Wspieranie wytwarzania i dystrybucji energii pochodzącej ze źródeł odnawialnych Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko 2014-2020. Kwota dofinasowania to ponad 10,6 mln zł.

Zakończenie budowy GPZ Szczepankowo planowane jest na przełomie 2023 i 2024 r.

Pewność zasilania oraz zapewnienie możliwość rozwoju Poznania i aglomeracji poznańskiej są niezwykle istotne dla Enei Operator. W ostatnim czasie na terenie aglomeracji do ruchu wprowadzono nową rozdzielnię sieciową Garaszewo (110 kV) wraz z przebudowanymi liniami wysokiego napięcia 110kV Garaszewo-Żegrze oraz Garaszewo-Starołęka. Dodatkowo dla wsparcia zasilania Miasta Poznania powstały nowe odcinki linii energetycznej 110 kV w celu wyprowadzenia mocy z Stacji Elektroenergetycznej Kromolice relacji Kromolice - Swarzędz i Kromolice – Nagradowice.

Na ukończeniu jest także budowa GPZ Towarowa, powstającego na terenie tzw. Wolnych Torów w Poznaniu. Pod koniec roku 2022 Enea Operator oddała również do użytku przebudowaną stację GPZ Górczyn. Inwestycje te przyczyniają się do zwiększenia wydajności, stabilności i niezawodności dostaw energii elektrycznej oraz zmniejszają ryzyka wystąpienia potencjalnych awarii infrastruktury elektroenergetycznej. Zadanie te realizowane są przy wsparciu Programu Operacyjnego Infrastruktura i Środowisko 2014-2020 objęte dofinasowaniem z Europejskiego Funduszu Spójności oraz Funduszu Rozwoju Regionalnego.

Enea Operator, poprzez inwestycje w Poznaniu oraz w sąsiadujących gminach, systematycznie modernizuje oraz rozbudowuje funkcjonującą sieć elektroenergetyczną unowocześniając cały system zasilania aglomeracji. W ramach programu Poznań2030 spółka realizuje długoterminową strategię poprawy efektywności i niezawodności sieci.

URE rozpoczyna kontrole ws. węgla u wytwórców energii i ciepła

Urząd Regulacji Energetyki rozpoczyna kontrolę stanu wymaganych zapasów węgla u wytwórców ciepła i energii elektrycznej

Wytwórcy energii elektrycznej i ciepła mają obowiązek utrzymywać zapasy paliw w wielkości zapewniającej ciągłość dostaw energii elektrycznej i ciepła do odbiorców. URE rozpoczyna kontrolę stanu wymaganych zapasów w podmiotach zobowiązanych - podał URE na twitterze.

Na bieżąco prowadzimy monitoring stanu zapasów węgla kamiennego. W ramach tych działań - po zebraniu informacji z rynku - rozpoczęliśmy kontrolę zapasów węgla kamiennego, w tym powodów obniżenia tych zapasów oraz terminowości ich odbudowy - poinformował prezes URE Rafał Gawin.

Jak zaznaczył, URE zidentyfikował ponad 30 podmiotów koncesjonowanych, które planuje sprawdzić i do których wyśle lub już wysłał informację o planowanych kontrolach. Według Urzędu, takie kontrole będą prowadzone przez cały rok.

Zgodnie z obowiązującym od końca listopada 2022 r. rozporządzeniem Ministra Klimatu i Środowiska, wytwórcy energii elektrycznej z węgla kamiennego mają obowiązek utrzymywania zapasów w wysokości trzydobowego zużycia, jeśli paliwo dostarczane jest bezpośrednio ze składowiska kopalni, leżącego nie dalej niż 10 km, a dostawca ma odpowiednie zobowiązania umowne. Jeśli węgiel jest dostarczany koleją, samochodami lub taśmociągami ze składowiska leżącego bliżej niż 10 km od elektrowni, a odległość składowiska od kopalń, które dostarczają łącznie 70 proc. przewidywanego zużycia jest nie większa niż 70 km zapasy mają być 15-dobowe. W innych przypadkach zapasy mają odpowiadać 20-dobowemu zużyciu. Rozporządzenie zawiera formułę do kalkulacji dobowego zużycia.

W przypadku wytwórców ciepła, od 1 czerwca 2023 r. przepisy wprowadzają obowiązek gromadzenia zapasów odpowiadających odpowiednio 3-, 20- i 30-dobowemu zużyciu, kalkulowanemu według wskazanej formuły.

Podsumowanie działalności TGE w grudniu i całym 2022 r.

Grudzień przyniósł rekordowe obroty miesięczne na Rynku Dnia Bieżącego, a także na całym rynku spot energii elektrycznej oraz w Rejestrze Gwarancji Pochodzenia. Łączny wolumen obrotu energią elektryczną na TGE był niższy w stosunku do roku ubiegłego o 37,2 proc.

• Grudzień przyniósł rekordowe obroty miesięczne na Rynku Dnia Bieżącego (429 187 MWh – wzrost r/r o 266,4 proc. oraz m/m o 96,2 proc.), a także na całym rynku spot energii elektrycznej (3 435 667 MWh – wzrost r/r 15,3 proc. oraz m/m o 25,6 proc.) oraz w Rejestrze Gwarancji Pochodzenia (5 283 285 MWh – wzrost r/r o 50,4 proc.). 

• Łączny wolumen obrotu energią elektryczną na TGE wyniósł w 2022 r. 141 371 527 MWh, co oznacza spadek o 37,2 proc. w stosunku do roku 2021.

• Łączny wolumen obrotu gazem ziemnym na TGE wyniósł w 2022 r. 141 571 124 MWh. Stanowi to spadek o 21,7 proc. w stosunku do roku poprzedniego.

• Łączny wolumen obrotu prawami majątkowymi dla energii elektrycznej wytworzonej w OZE wyniósł w ubiegłym roku 24 764 739 MWh. Oznacza to spadek w stosunku do roku 2021 o 4,4 proc.

• Obrót gwarancjami pochodzenia dla energii elektrycznej wytworzonej w OZE wzrósł w roku 2022 o 38,1 proc. r/r, do poziomu 41 901 485 MWh, osiągając najwyższy wynik w historii Rejestru Gwarancji Pochodzenia.


Energia elektryczna


Wolumen obrotu energią elektryczną na TGE wyniósł w 2022 r. 141 371 527 MWh, co oznacza spadek o 37,2 proc. w stosunku do roku 2021. Wolumen na rynku spot wyniósł 33 026 770 MWh (spadek o 8,9 proc. w porównaniu z rekordowym rokiem 2021). Obroty na Rynku Dnia Bieżącego wyniosły 1 977 549 MWh i były niższe o 15,9 proc. r/r. Na Rynku Dnia Następnego obroty wyniosły zaś 31 049 221 MWh (spadek w stosunku do roku 2021 o 8,4 proc.). Na rynku terminowym (RTPE) obroty osiągnęły poziom 108 344 757 MWh, co stanowi spadek o 42,7 proc. w porównaniu z rokiem 2021.

Średnioważona cena BASE na Rynku Dnia Następnego ukształtowała się w roku 2022 na poziomie 796,17 zł/MWh, co oznacza wzrost o 395,00 zł/MWh względem roku 2021. Z kolei na rynku terminowym średnioważona cena kontraktu rocznego z dostawą pasmową w roku 2023 (BASE_Y-23) wyniosła w całym 2022 roku 1 110,04 zł/MWh i jest to wzrost o 725,88 zł/MWh w stosunku do ceny z notowań kontraktu BASE_Y-22 w roku 2021.

Wolumen obrotu energią elektryczną na TGE wyniósł w grudniu 2022 r. 11 327 116 MWh, co oznacza spadek o 36,2 proc. w stosunku do grudnia 2021 r. Obroty miesięczne były jednak rekordowe na Rynku Dnia Bieżącego (429 187 MWh – wzrost r/r o 266,4 proc. oraz m/m o 96,2 proc.) oraz na całym rynku spot (3 435 667 MWh – wzrost r/r 15,3 proc. oraz m/m o 25,6 proc.). Średnia ważona wolumenem obrotu cena na RDN ukształtowała się w grudniu 2022 r. na poziomie 790,82 zł/MWh i jest to spadek o 92,21 zł/MWh w porównaniu do poprzedniego miesiąca. Na RTPE średnia ważona cena kontraktu rocznego z dostawą pasmową w 2023 r. (BASE_Y-23) wyniosła 
w grudniu 2022 r. 1 068,63 zł/MWh, co stanowi wzrost o 50,08 zł/MWh względem analogicznej ceny 
z listopada 2022 r.

Gaz ziemny


Wolumen obrotu gazem ziemnym na TGE wyniósł w 2022 r. 141 571 124 MWh, co oznacza spadek 
o 21,7 proc. w stosunku do rekordowego roku 2021. Obroty na rynku spot wyniosły 22 708 667 MWh (spadek r/r o 20,6 proc.), a na rynku terminowym (RTPG) 118 862 457 MWh (spadek r/r o 21,9 proc.). W zakresie rynku spot, wolumen na Rynku Dnia Następnego gazu wyniósł 18 001 219 MWh (spadek r/r o 17,5 proc.), a na Rynku Dnia Bieżącego gazu 4 707 448 MWh (spadek r/r o 30,5 proc.).

Średnioważona cena na RDNiBg wyniosła w 2022 r. 547,79 zł/MWh, co oznacza wzrost o 321,50 zł/MWh względem roku 2021. Z kolei na rynku terminowym cena średnioważona kontraktu z dostawą w roku 2023 (GAS_BASE_Y-23) ukształtowała się w roku 2022 na poziomie 546,38 zł/MWh, czyli o 370,04 zł/MWh wyższym od analogicznej ceny z notowań kontraktu GAS_BASE_Y-22 w roku 2021.

Na rynku gazu ziemnego zawarto w grudniu 2022 r. transakcje o wolumenie 17 522 469 MWh, co oznacza wzrost r/r o 2,0 proc. Średnia ważona wolumenem obrotu cena na RDNiBg wyniosła 567,82 zł/MWh i jest to wzrost o 86,67 zł/MWh względem listopada 2022 r. Z kolei na RTPG cena średnia ważona kontraktu z dostawą w roku 2023 (GAS_BASE_Y-23) wyniosła w grudniu 2022 r. 603,88 zł/MWh, czyli o 41,08 zł/MWh mniej względem analogicznej ceny tego kontraktu w listopadzie ub.r.

Prawa majątkowe


Łączny wolumen obrotu prawami majątkowymi dla energii elektrycznej z OZE wyniósł w ubiegłym roku  24 764 739 MWh (spadek r/r o 4,4 proc.). Cena średnioważona na sesjach RPM wyniosła w 2022 r. dla instrumentu PMOZE_A 191,80 zł/MWh, czyli o 0,07 zł/MWh mniej w porównaniu do roku 2021. Wolumen obrotu prawami majątkowymi dla efektywności energetycznej w roku 2022 wyniósł  97 963 toe, co oznacza spadek r/r o 9,3 proc. Średnia ważona  wolumenem cena instrumentu PMEF_F wyniosła na sesjach roku ubiegłego 2 284,23 zł/toe – o 90,85 zł/toe mniej niż w roku 2021.

Wolumen obrotu prawami majątkowymi dla energii elektrycznej wytworzonej w OZE wyniósł w grudniu 2022 r. 1 925 898 MWh, co stanowi spadek r/r o 23,6 proc. Średnia ważona wolumenem obrotu cena na sesjach RPM wyniosła dla instrumentu PMOZE_A 191,30 zł/MWh i oznacza to wzrost o 24,23 zł/MWh względem listopada 2022 r. Obrót prawami majątkowymi dla efektywności energetycznej wzrósł w grudniu 2022 r. o 48,0 proc. r/r, do poziomu 11 801 toe. Średnia ważona cena sesyjna instrumentu PMEF_F wyniosła 2 081,02 zł/toe – spadek względem listopada 2022 r. o 71,75 zł/toe.

Gwarancje pochodzenia


Obrót gwarancjami pochodzenia dla energii elektrycznej wytworzonej w OZE osiągnął w 2022 r. wolumen 41 901 485 MWh, co stanowi najwyższy wynik w historii Rejestru Gwarancji Pochodzenia, a zarazem wzrost o 38,1 proc. w stosunku do roku 2021. W grudniu 2022 r. wolumen obrotu tymi gwarancjami ukształtował się na poziomie 5 283 285 MWh, co stanowi rekordowy wolumen miesięczny i wzrost o 50,4 proc. względem grudnia roku 2021. Średnia ważona cena wyniosła 9,68 zł/MWh, co oznacza wzrost o 2,50 zł/MWh w stosunku do listopada 2022 r.

Towary rolno-spożywcze


W 2022 r. na Giełdowym Rynku Rolnym zawarto transakcje o wolumenie 2 450 ton zbóż (spadek o 48,4 proc. r/r), z czego 2 350 ton dotyczyło pszenicy klasy B. 
W grudniu 2022 r. na Giełdowym Rynku Rolnym nie zawarto żadnej transakcji.

Towarowa Giełda Energii
W ARE można zamówić rekomendację zakupową

Agencja Rynku Energii S.A. oferuje usługę wsparcia strategicznego zakupu energii elektrycznej i gazu ziemnego, której celem jest zmniejszenie kosztów dostaw energii ponoszonych przez klientów

Oferta kierowana jest przede wszystkim do przedsiębiorstw, które dokonują zakupu energii na podstawie umów bazujących na indeksach giełdowych. Jak wiadomo, ceny energii na giełdach zmieniają się dynamicznie, a więc dobrze jest wiedzieć jak mogą one się kształtować w przyszłości, aby móc kupić energię w okresach z najniższą ceną. Właściwy wybór momentu zakupu w dużym stopniu rzutuje na wyniki finansowe firmy. Do tego potrzebne są dokładne prognozy notowań cen SPOT i w kontraktach terminowych. ARE S.A. oferuje swoje wsparcie w tym obszarze, ponieważ posiada wieloletnie doświadczenie w prognozowaniu energetycznym, bogaty warsztat narzędziowy oraz zespół doświadczonych specjalistów. 


Jak powstanie rekomendacja zakupowa?

ARE w ramach oferty proponuje przygotowanie rekomendacji w zakresie strategii cenowej (zawarte w specjalnie przygotowanym Raporcie), które z punktu widzenia klienta będą optymalne pod względem kosztowym. 

Raport będzie zawierał:

  1. Syntetyczną charakterystykę rynku energii elektrycznej i/lub gazu ziemnego w Polsce 
  2. Analizę dotychczasowej strategii zakupowej energii u klienta 
  3. Analizę zużycia energii elektrycznej i/lub gazu ziemnego u klienta
  4. Rekomendacje w zakresie optymalnej strategii budowania ceny energii elektrycznej i/lub gazu ziemnego
  5. Prognozy cen energii na TGE (ceny SPOT i w kontraktach terminowych), uwzględniające analizę ryzyka wzrostu/spadku cen  

 

W jaki sposób ARE pracuje nad przygotowaniem rekomendacji?

W pracy zostanie wykorzystany model cen energii elektrycznej, uwzględniający kluczowe czynniki wpływające na poziom notowań RDN:

  • poziom zapotrzebowania na energię elektryczną w Krajowym Systemie Energetycznym
  • przewidywane obciążenie poszczególnych jednostek wytwórczych (el. węglowe WK/WB, el. gazowe, el. biomasowe, el. biogazowe, el. wodne, el. wiatrowe, el. fotowoltaiczne, ec. zawodowe, ec. przemysłowe, pozostałe)
  • planowane wyłączenia JWCD
  • nieplanowane wyłączenia JWCD (na podstawie analizy historycznej)
  • możliwości importowo-eksportowe energii elektrycznej i sytuację na rynkach ościennych (z uwzględnieniem ograniczeń na przesyle)
  • ceny paliw pierwotnych (węgiel, gaz ziemny, biomasa)
  • ceny uprawnień do emisji CO2
  • pozostałe koszty środowiskowe
  • koszty O&M (stałe i zmienne pozapaliwowe).

W modelu prognoz cen energii elektrycznej, uwzględnione zostaną takie elementy jak: korelacja cen energii elektrycznej z innymi czynnikami rynkowymi, relacja cen na rynku krajowym z cenami na rynkach ościennych i wpływ polityki energetycznej i regulacji rynkowych na kształtowanie się cen energii elektrycznej. 

Mechanizm formowania ceny hurtowej na rynku energii określony zostanie w oparciu o krzywą merit order (w danej chwili, do systemu włączane są tylko elektrownie o sumarycznej mocy odpowiadającej popytowi, uszeregowane w kolejności od najbardziej efektywnej, konkurujące ze sobą kosztem krańcowym - SRMC). Ostatnia z jednostek wytwórczych domykająca bilans w danej godzinie, będzie wyznaczać cenę na rynku. Przeanalizowane zostaną czynniki wpływające na obecną i przewidywaną sytuację na rynku paliw i energii w Polsce i w Europie, w tym ryzyko wystąpienia czasowych ograniczeń w dostępności paliw.

W modelu cen gazu przewiduje się wykorzystanie danych historycznych cen gaz na Rynku Dnia Bieżącego i notowań produktów terminowych (BASE, Y, Q, M) na TGE, danych z rynku TTF oraz najbardziej aktualnych projekcji cen gazu ziemnego w imporcie do UE, sporządzonych przez uznane ośrodki badawcze. Zostaną uwzględnione w projekcjach cenowych kluczowe czynniki (popytowe i podażowe) wpływające na poziom cen gazu ziemnego w Europie i Polsce, takie jak:

  • poziom wydobycia krajowego
  • poziom dostaw gaz skroplonego LNG
  • poziom dostaw z innych kierunków, z uwzględnieniem obecnej sytuacji na rynku gazu w Europie
  • poziom napełnienia magazynów gazu w kraju i w UE
  • prognozy cen LNG w imporcie do UE.

W ciągu minionych 25 lat, od momentu utworzenia Agencji, zrealizowaliśmy ponad 1000 projektów, w swojej ofercie mamy między innymi bieżący monitoring rynku paliw i energii, ekspertyzy techniczne, prawne i ekonomiczne, zarządzanie indywidualnymi projektami oraz szereg innych usług doradczych. 

Dbamy o najwyższą jakość ekspertyz, a priorytetem jest dla nas jest ich obiektywność. W praktyce stosujemy indywidualne podejście do klienta, co umożliwia rzetelne określenie jego potrzeb oraz wypracowanie najbardziej optymalnego rozwiązania.



Kiedy warto sięgnąć po profesjonalną rekomendację zakupową?

W każdym momencie kiedy Państwa firma będzie składała budżet kosztowy na kolejny rok. Warto wybrać to narzędzie jako wsparcie w procesach rozeznania rynku lub w procedurach poprzedzających rozpisanie przetargu. ARE ocenia, że rekomendacja może pomóc Państwu w zakupach ad hoc, kiedy trzeba pilnie uzupełnić posiadane zasoby



Jak zamówić?

Departament Prognoz i Analiz Rynkowych (DPAR)

Dyrektor: Sławomir Skwierz

tel.: 22 444 20 18

e-mail: Ten adres pocztowy jest chroniony przed spamowaniem. Aby go zobaczyć, konieczne jest włączenie w przeglądarce obsługi JavaScript.

28 kwietnia wejdzie w życie nowelizacja ustawy o charakterystyce energetycznej budynków i prawa budowlanego

Zgodnie z nowymi przepisami właściciel lub zarządca budynku lub jego części będzie musiał przekazać nabywcy lub najemcy świadectwo charakterystyki energetycznej przedmiotu transakcji (tj. budynku lub lokalu)

W przypadku sprzedaży dokument będzie musiał być przedstawiony przy sporządzeniu aktu notarialnego umowy zbycia prawa własności albo spółdzielczego własnościowego prawa do lokalu.

Przy zawarciu umowy najmu najemca ma dostać kopię świadectwa.

Nabywca lub najemca nie mogą zrzec się prawa do otrzymania dokumentu. Jeśli świadectwo już zostało sporządzone, należy podać zawarte w nim dane, w tym roczne zapotrzebowanie na energię, w ogłoszeniach o sprzedaży lub najmie nieruchomości.

Jak zastrzegło Ministerstwo Rozwoju i Technologii, ustawa nie przewiduje obowiązku sporządzania świadectwa charakterystyki energetycznej dla istniejących budynków lub ich części (lokali), które są wykorzystywane na własny użytek.

Natomiast w przypadku nowo wybudowanego budynku od 28 kwietnia świadectwo energetyczne trzeba będzie dołączyć do zawiadomienia o zakończeniu budowy obiektu budowlanego lub do wniosku o udzielenie pozwolenia na użytkowanie.

Z tego obowiązku wyłączone są domy do 70 mkw.

Brak przekazania świadectwa charakterystyki energetycznej budynku jest zagrożone karą grzywny; orzekanie będzie następować na podstawie przepisów o postępowaniu w sprawach o wykroczenia.

Osoba sporządzająca świadectwo charakterystyki energetycznej musi spełniać określone w ustawie wymagania: posiadać pełną zdolność do czynności prawnych i nie być skazana prawomocnym wyrokiem za przestępstwo przeciwko mieniu, wiarygodności dokumentów, obrotowi gospodarczemu, obrotowi pieniędzmi i papierami wartościowymi lub za przestępstwo skarbowe. Ponadto powinna ukończyć wskazane w ustawie studia lub posiadać uprawnienia budowlane.

Wykaz osób uprawnionych do sporządzania świadectw charakterystyki energetycznej można sprawdzić w centralnym rejestrze:

Podajemy link do rejestru

Ministerstwo podkreśliło, że zmiany w zakresie świadectw charakterystyki energetycznej mają na celu budowanie świadomości ekologicznej społeczeństwa i pokazanie, iż dane zawarte w świadectwie są cennym źródłem informacji o orientacyjnych kosztach utrzymania budynku (lub jego części) związanych z zapotrzebowaniem na energię. Ponadto pozwolą stwierdzić, czy budynek jest energooszczędny, czy też nie - wskazało MRiT.

Nabywca lub najemca dzięki dokumentowi będzie nie tylko świadomy przyszłych kosztów, ale również będzie miał narzędzie pozwalające mu na utwierdzenie się, że żądana cena jest np. adekwatna do stopnia energooszczędności budynku.

Według ministerstwa nowelizacja wpłynęła na większe zainteresowanie wpisem do wykazu osób uprawnionych do sporządzania świadectw charakterystyki energetycznej.

"Będzie się to przekładało na większą konkurencyjność rynkową i nie niesie ze sobą ryzyka wzrostu cen za sporządzenie świadectwa" - oceniło MRiT.

Świadectwo charakterystyki energetycznej musi być sporządzone w centralnym rejestrze charakterystyki energetycznej budynków. Zawiera m.in.: wskaźnik rocznego zapotrzebowania na energię końcową, udział odnawialnych źródeł energii w rocznym zapotrzebowaniu na energię końcową i jednostkową wielkość emisji CO2.

Morskie turbiny wiatrowe – technologia, trendy i wyzwania w 2023 roku

Pod koniec ubiegłego roku firma Vestas uruchomiła największą morską turbinę wiatrową o mocy 15 MW i rozpoczęła testy w Østerild w Danii. Zaledwie dwa tygodnie później światowe media obiegła informacja, że chińska firma CSSC Haizhuang wprowadza na rynek model o mocy 18 MW. Wyścig między producentami turbin w 2023 r. zapowiada się na bardzo emocjonujący

Postęp technologiczny w morskiej energetyce wiatrowej zaczyna przypominać rynek smartfonów. I nie są to analogie wyłącznie symboliczne, jak niezmienność idei — dla telefonów jest to od lat duży dotykowy ekran, a dla morskich turbin klasyczny pionowy układ wirnika z trzema łopatami. Choć iPhone’a 2G z 2007 roku na pierwszy rzut oka trudno odróżnić od współczesnych modeli, to są to przecież zupełnie inne urządzenia. Oczywiście poza rozmiarami (i jest to kolejne podobieństwo do offshorowych wiatraków) kolejne generacje telefonów różnią się oprogramowaniem, wydajnością procesorów, pojemnością akumulatorów, czy usługami sieciowymi.

Z kolei morskie turbiny wiatrowe, które wchodzą na rynek, mają wielokrotnie większą moc w porównaniu do modeli sprzed dekady. Wyższe wieże, dłuższe łopaty, mocniejsze generatory – rozwój technologii dotyczy jednak także nowych metod palowania, ochrony systemów kablowych, czy integracji z systemami do produkcji zielonego wodoru. Warto też zauważyć ekologiczne trendy tym sektorze.

Odpowiadając na potrzeby związane z ochroną środowiska, producenci wprowadzają łopaty, które w pełni poddają się recyklingowi i można tu zauważyć analogię, chociażby do programu Eco Rating, czyli systemu ekologicznego znakowania smartfonów. 

Standaryzacja – podobnie jak w smartfonach potrzebna, ale mało realna

Zanim przejdziemy do przeglądu największych turbin, które w 2023 mają być dostępne na rynku, warto zauważyć, że mimo wezwań do standaryzacji producenci niechętnie dzielą się technologiami, a wręcz skutecznie starają się blokować unifikację rozwiązań. W listopadzie ubiegłego roku  amerykański sąd federalny w Bostonie zabronił General Electric (GE) „wytwarzania, używania, oferowania na sprzedaż, sprzedawania, importowania lub instalowania w Stanach Zjednoczonych” morskiej turbiny wiatrowej Haliade-X po tym, jak biegli sądowi doszli do wniosku, że ​​model ten narusza patent należący do Siemens Gamesa Renewable Energy. Spór dotyczył rozwiązania układu podpór konstrukcyjnych dla turbiny, umożliwiającego przenoszenie zwiększonych obciążeń.

Co ciekawe  kilka miesięcy wcześniej firma GE złożyło pozew, twierdząc z kolei, że rozwiązania w urządzeniach Siemens Gamesa naruszają opatentowane przez GE technologie związane z obsługą sieci niskich napięć. Standaryzacja wydaje się koniecznością, szczególnie w sytuacji wyznaczania kolejnych obszarów morskich dla tej technologii, nadchodzących aukcji, zwiększonych celów krajowych i nowych strategii energetycznych. Nowe rynki morskiej energii wiatrowej będą wymagały bezprecedensowej liczby morskich turbin wiatrowych, które zostaną zainstalowane w stosunkowo krótkim czasie.

Pytanie, kto będzie ich dostawcą?

Twarda i bezpardonowa walka między czołowymi europejskimi producentami i niechęć do standaryzacji otwiera szansę dla chińskich turbin. W takim wypadku oświadczenie firmy CSSC Haizhuang opublikowane na początku stycznia podczas prezentacji 18 megawatowej turbiny brzmi wręcz złowieszczo. CSSC Haizhuang zauważa, że nowy model został opracowany z „niezależnymi prawami własności intelektualnej, które poprawiły wskaźnik nacjonalizacji turbiny, a 80% komponentów projektu, w tym łopaty, przekładnia, generator zostało dostarczonych przez rodzime firmy. 

Dalej czytamy: „To ostatecznie poprawi poziom produkcji chińskiego przemysłu sprzętu wiatrowego, prowadząc do modernizacji przemysłowej, przynosząc znaczące korzyści społeczne i ekonomiczne oraz obejmując szeroką perspektywę uprzemysłowienia (kraju)”. 

Pytanie, czy producenci europejscy zmienią swoje podejście do standaryzacji, jest analogiczne do pytania, czy wszyscy producenci smartfonów (w tym oczywiście Apple) wprowadzą jednolity system ładowania za pomocą łącza USB-C. Dla sektora offshore i europejskich producentów turbin standaryzacja wydaje się wręcz koniecznością, bo morskie farmy wiatrowe po 2030 r. mają mieć jeszcze większą skalę i będą powiązane z takimi projektami, jak wyspy energetyczne i duże zakłady produkcji zielonego wodoru.

Duży może więcej

Aby osiągnąć cele morskiej energii wiatrowej na lata 2030 i 2050 na całym świecie, a tym samym pomóc w osiągnięciu ostatecznego globalnego zeroemisyjnego celu na 2050 r., branża musi znaleźć kompromis między odpowiednią ilością znormalizowanej technologii morskiej energii wiatrowej w celu zwiększenia wolumenu a stopniową modernizacją sektora. Podstawowym wyzwaniem jest zwiększenie wydajności oraz wprowadzenie innowacji, które umożliwią szybsze przejście do technologii nowej generacji. W 2022 r. deweloperzy morskiej energetyki wiatrowej przedłożyli plany projektów rządom na całym świecie, od przybrzeżnych państw członkowskich UE po USA i nowe rynki, takie jak Brazylia. Większość planów opiera się na turbinach o mocy 15 MW i większych. Obecnie większość modeli o takich mocach jest na etapie prototypu, ale procesy wdrożeniowe zostały mocno przyspieszone – szczególnie że część modeli jest już zakontraktowana do instalacji w najbliższych latach. Na rynku pojawiają się także interesujące nowatorskie rozwiązania technologiczne w zakresie pływających farm wiatrowych i nowe odkrycia dotyczące turbin wiatrowych o pionowej osi obrotu.

Vestas V236-15.0 MW

Pod koniec grudnia 2022 r. prototypowa siłownia V236-15,0 MW firmy Vestas została zainstalowana w centrum testowym Østerild dla dużych turbin wiatrowych w zachodniej Jutlandii w Danii i wyprodukowała pierwszą energię elektryczną. Prototyp ma całkowitą wysokość 280 metrów, a jego produkcja wynosi 80 GWh/rok. Dzięki 236-metrowemu wirnikowi i 115,5-metrowym łopatom model ma powierzchnię omiatania przekraczającą 43 000 metrów kwadratowych. Jedna jednostka V236-15.0 MW jest w stanie wyprodukować wystarczającą ilość energii, aby zasilić ponad 20 000 gospodarstw domowych. Po fazie testów w Østerild nowe turbiny Vestasa mają być wykorzystanie komercyjnie na farmie wiatrowej Frederikshavn u wybrzeży Danii. W lipcu ubiegłego roku EnBW wstępnie wybrał Vestas do dostarczenia nowych morskich turbin o mocy 15 MW dla projektu He Dreiht o mocy 900 MW na niemieckim Morzu Północnym, a kilka miesięcy później Equinor i BP uznali firmę za preferowanego dostawcę turbin dla swoich projektów Empire Wind 1 i Empire Wind 2 o mocy 2,1 GW w Nowym Jorku. Nowy model będzie również wykorzystany w projekcie Atlantic Shores u wybrzeży New Jersey w USA, farmie wiatrowej Inch Cape u wybrzeży Szkocji oraz na farmie wiatrowej Baltic Power w Polskiej Wyłącznej Strefie Ekonomicznej.


Siemens Gamesa SG 14-236 DD

W ostatnich dniach grudnia 2022 r. 115-metrowe łopaty morskiej turbiny wiatrowej SG 14-236 DD opuściły fabrykę w Aalborgu i zostały zainstalowane na prototypowej turbinie w Østerild. Oparta na istniejącym modelu SG 14-222 DD, zmodyfikowana nowa turbina z 236-metrowym wirnikiem będzie miała powierzchnię omiatania 43 500 metrów kwadratowych i moc 15 MW. Prototyp ma zostać ukończony w pierwszej połowie 2023 r., a model będzie dostępny komercyjnie w 2024 roku. Do tej pory turbina wiatrowa SG 14-236 DD została wybrana jako preferowana opcja dla farm wiatrowych Norfolk Vanguard i Boreas u wybrzeży Wielkiej Brytanii, a także dla farm wiatrowych MFW Bałtyk II i MFW Bałtyk III. Siłownia ma być oferowana z nowym typem łopaty RecyclableBlade wykonanej w technologii IntegralBlade, która pozwala na odzyskanie i ponowne wykorzystanie większości użytych materiałów.


Morska turbina Siemens Gamesa SG 14-236 DD - wizualizacja. Źródło: Siemens Gamesa

GE Haliade-X 14.7 MW-220

GE Renewable Energy ogłosiło na początku grudnia 2022 r., że model GE Haliade-X 14.7 MW-220 otrzymał świadectwo kwalifikacyjne DNV do pracy z mocą 14,7 MW, co daje jej tytuł największej turbiny wiatrowej z pełną certyfikacją. Proces certyfikacji tego modelu obejmował serię testów prototypu, który od 2019 roku jest zainstalowany w porcie w Rotterdamie w Holandii. Jedna morska turbina wiatrowa GE Haliade-X może wygenerować do 76 GWh rocznej produkcji energii brutto, zapewniając wystarczającą ilość czystej energii, aby zasilić równowartość 20 000 gospodarstw domowych. Sam proces certyfikat dotyczył 87 turbin o mocy 14 MW, które będą wykorzystywane w Dogger Bank C, trzeciej fazie farmy wiatrowej Dogger Bank o łącznej mocy 3,6 GW. Warto przypomnieć, że dla dwóch pierwszych faz tego projektu dostawcą jest także GE. 

Turbina podczas testów w porcie w Rotterdamie w Holandii. Źródło: materiały prasowe GE


W listopadzie 2022 r. China Three Gorges Corporation (CTG) i Goldwind Technology zaprezentowały pierwszą gondolę do morskiej turbiny wiatrowej o mocy 16 MW.

Według CTG model ma największe rozmiary zewnętrzne, największą średnicę wirnika i najlżejszą masę na w przeliczeniu na megawat na świecie. Model dysponuje wirnikiem o średnicy 252 metrów i powierzchnią omiatania około 50 000 metrów kwadratowych. Producent podaje, że turbina jest zdolna do generowania 34,2 kWh energii elektrycznej na jeden obrót, a rocznie jednostka będzie w stanie wyprodukować ponad 66 GWh energii. Co ciekawe, obie firmy pracują jednocześnie również nad mniejszą turbiną o mocy 13,6 MW, która będzie miała średnicę wirnika 252 metry.



Informacja o budowie siłowni o mocy 16 MW była dosyć zaskakująca, ponieważ ogłoszono ją krótko po tym, jak ci sami partnerzy zaprezentowali turbinę o mocy 13,6 MW. Źródło: Goldwind.

Mingyang Smart Energy MySE 16-260

W połowie 2021 r. chiński producent Mingyang Smart Energy poinformował, że pracuje nad turbiną MySE 16.0-242 o mocy 16 MW. W grudniu 2022 roku Mingyang ogłosił, że zakończył produkcję pierwszej łopaty dla tej siłowni, nie precyzując jednak jej długości, a jedynie informując, że jest to największa łopata turbiny wiatrowej na świecie zdolna wytrzymać tajfun. Na stronie internetowej producenta możemy znaleźć informacje, że pojedyncza turbina MySE 16.0-242 może generować 80 000 MWh energii elektrycznej rocznie. Dla porównania ten model będzie w stanie wytworzyć o 45% więcej energii niż poprzednia turbina MingYanga, MySE 11.0-203. Siłownia została też niedawno certyfikowana przez DNV i China General Certification Center (CGC) w zakresie projektowania. Instalacja prototypu zaplanowana jest w pierwszej połowie 2023 r. a produkcja komercyjna w pierwszej połowie 2024 r. 



CSSC Haizhuang H260-18MW 

Turbina o mocy 18 MW została zaprezentowana na targach w Dongying City w północno-wschodniej prowincji Shandong. Nowy model ma imponującą średnicę wirnika 260 metrów i jest wydajniejszy niż największe wielkogabarytowe turbiny chińskich firm, a także niż obecne modele europejskich producentów. Łopaty nowej turbiny mają powierzchnię omiatania 53 000 m2, co odpowiada siedmiu boiskom piłkarskich. Firma CSSC Haizhuang w komunikacie informuje, że układ napędowy posiada elastyczny system sterowania generatora i kąta natarcia łopat oraz zmienny moment obrotowy. Same łopaty zostały wyposażone w system redukujący zjawisko „trzepotania” końcówek łopatek. Producent twierdzi, że uzyskał zmniejszenie amplitudy drgań o 10 procent w porównaniu do poprzedniej generacji łopat. To rozwiązanie pozwoli zminimalizować wibracje w wieży turbiny i fundamentach nawet o 50 procent.



Futurologia czy perspektywa?

Prognozy rozwoju sektora na najbliższe lata zakładają zwiększenie mocy pojedynczej turbiny do 20 MW. Choć długoterminowe plany i scenariusze dla sektora offshore szacują skalę produkcji energii, to przewidywanie samej wielkości siłowni w latach 2030, czy kolejnych dekadach obarczone jest typowymi błędami predykcji ilościowej (dotyczącej samego wzrostu mocy pojedynczej turbiny). W tym wypadku mamy do czynienia także z predykcją jakościową, która zawiązana jest z prawdopodobnym pojawieniem się na rynku niedostępnych dziś rozwiązań technologicznych. Interesującą prognozę przedstawiła w ubiegłym roku Duńska Agencja Energetyczna (DEA), która zakłada, że podczas budowy wyspy energetycznej kraju na Morzu Północnym dostępne będą urządzenia o czterokrotnie większej mocy. Dokumenty opublikowane przez agencję w sierpniu ubiegłego roku w ramach procesu konsultacji społecznych wskazują, że projekt do 2040 roku może zwiększyć się z obecnie planowanych 10 GW do 40 GW. Zgodnie z dokumentem ramowym dla projektu planu strategicznej oceny oddziaływania na środowisko mogą być to nawet 500-metrowe turbiny wiatrowe o średnicy wirnika 480 metrów i mocy do 62 MW.

Oprócz wzrostu mocy siłowni, „pływającego wiatru”, technologii wodorowych, czy wysp energetycznych pojawiają się próby zwiększenia gęstości mocy za pomocą turbin wiatrowych o pionowej osi obrotu umieszczonych blisko siebie. Przyczyną dla której poszukuje się nowych rozwiązań, jest nie tylko samo zwiększenie wydajności technologii offshorowych, ale także jej ograniczenia. Głębokość morza, ukształtowanie dna, odległość od brzegu – to dla wielu państw leżących nad Morzem Północnym, czy Morzem Śródziemnym poważne wyzwania, w tym wzrost kosztów potencjalnych inwestycji. Na tym tle warunki południowego Bałtyku, w tym Polskiej Wyłącznej Strefy Ekonomicznej wydają się wręcz idealne. Możemy skorzystać z dostępnej i dojrzałej technologii już dziś, a jej postęp w przyszłych latach będzie dodatkowo napędzał polską gospodarkę, zgodnie z ideą zrównoważonego rozwoju.



Analiza dla CIRE.pl - dr inż. Piotr Biniek