ENERGETYKA, RYNEK ENERGII - CIRE.pl - energetyka zaczyna dzień od CIREHandel emisjami CO2
Właścicielem portalu jest ARE S.A.
ARE S.A.

SZUKAJ:



PANEL LOGOWANIA

X
Portal CIRE.PL wykorzystuje mechanizm plików cookies. Jeśli nie chcesz, aby nasz serwer zapisywał na Twoim urządzeniu pliki cookies, zablokuj ich stosowanie w swojej przeglądarce. Szczegóły.


SPONSOR SERWISU


KONTAKT




MATERIAŁY PROBLEMOWE

Dlaczego drożeje ciepło?
03.01.2019r. 05:25

Jacek Szymczak - prezes Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie ("Energia i Recykling" - grudzień 2018)
Nie od dziś wiadomo, że system regulacji cen ciepła systemowego jest niedoskonały. Poważnie ogranicza on inwestycje niezbędne do sprostania restrykcyjnym wymaganiom Unii Europejskiej oraz zmniejszenia smogu, który jest powodem 44 tys. zgonów rocznie w Polsce.
Dobitnie pokazuje to aktualny wzrost kosztów uzasadnionych w branży (36%), niezależnych od przedsiębiorstw, który znacząco pogorszy i tak już niską (spadek rentowności o 3 punkty procentowe w 2017 roku) rentowność firm ciepłowniczych, a tym samym uniemożliwi realizację potrzebnych Polsce inwestycji środowiskowych.

Taki stan rzeczy może odbić się negatywnie na konsumentach, kiedy dotknie ich drastyczny wzrost, od lat sztucznie zaniżanych, cen ciepła systemowego. Dlatego dotychczasowy schemat funkcjonowania rynku ciepła musi ulec zmianie. Nowy model ma wypracować zespół ekspertów powołany przez ministra energii.

Niska rentowność (6,71% w 2017 roku i jej gwałtowny dalszy spadek w 2018 roku) sektora to jeden z najpoważniejszych problemów, przed jakimi stoi obecnie branża ciepłownicza. Aktualnie obowiązujący, od lat niezmieniany, model regulacji cen ciepła systemowego nie jest w stanie sprostać wyzwaniu, jakim jest drastyczny wzrost kosztów uzasadnionych (36% - łącznie na wytwarzaniu i przesyle ciepła) niezależnych od przedsiębiorstw, który z dnia na dzień pogarsza rentowność firm. Branża od lat postuluje o wprowadzenie urealnionej polityki taryfowej, w której regulator zrezygnuje z wymuszania na przedsiębiorstwach ciepłowniczych niskich cen ciepła, bez uwzględnienia ekonomii, założeń strategicznych firm, a także zmieniających się warunków rynkowych.

Koszty w górę

W strukturze wydatków można wyróżnić pięć grup kosztów, które w 2018 roku poszybowały w górę. Przede wszystkim obserwujemy ponad trzykrotny wzrost kosztów uprawnienia do emisji CO2. Obecnie jest to 21 euro/tonę.

Wzrosły także ceny węgla. W kwietniu br. kosztował on 294 zł za tonę. Dziś na światowych rynkach ceny węgla wahają się w granicach 360-400 zł za tonę. Przypomnijmy, iż tylko niewielka część firm ma podpisane stałe umowy z Polską Grupą Górniczą na dostawę węgla w cenach sprzed podwyżek, więc producenci ciepła systemowego są zmuszeni do zakupu drogiego węgla z importu.

Trzecim elementem wpływającym na działalność jest wzrost cen energii elektrycznej. W sierpniu 2018 roku średnia cena energii elektrycznej przekroczyła 265 zł za MWh. Dla porównania - średnia cena energii elektrycznej w 2017 roku wynosiła nieco ponad 157 zł/MWh.

Wzrastają także płace. Główny Urząd Statystyczny podaje, że przeciętne wynagrodzenie w sektorze przedsiębiorstw w lutym 2018 roku wzrosło o 6,8% w porównaniu do 2017 roku. Analitycy prognozują, iż w kolejnych miesiącach wzrost ten wyniesie ok. 7%.

Piątym współczynnikiem podwyżek jest wzrost kosztów usług, co ma szczególne znaczenie przy projektach realizowanych przy pomocy kredytów, które były przyznawane w oparciu o bazowe niższe koszty usług. Takie sytuacje nie są jednostkowe.

Polityka taryfowa

Uwzględniając powyższe wzrosty cen i odpowiadający im wzrost kosztów przesyłu, należy oszacować, że cena ciepła systemowego powinna wzrosnąć o ok. 36%. Ciepłownictwo nie oczekuje takich podwyżek, a jedynie postuluje o bardziej elastyczną politykę taryfową, rozkładającą płynnie wzrost cen, która pozwoli na potrzebne inwestycje.

Aktualnie URE dokonuje weryfikacji przedłożonych do zatwierdzenia taryf dla ciepła systemowego na podstawie informacji prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (34/2018 w sprawie zasad i sposobu ustalania oraz uwzględniania w taryfach dla ciepła zwrotu z kapitału na lata 2018-2020). Wskaźniki dynamiki cen ustalane w modelu przez prezesa URE bazują na danych historycznych, znacząco odbiegających od obecnych.
Praktyka regulacyjna wskazuje na to, że prezes URE nie zatwierdza taryf o dynamice cen ciepła większej niż wynikająca z przytoczonego modelu, a ewentualna próba zatwierdzenia taryfy o wyższej dynamice cen ciepła wiąże się z koniecznością skorygowania lub z całkowitą eliminacją z taryfy kwoty zwrotu z kapitału.

Zgodnie z obowiązującym modelem, prezes URE zakłada maksymalną podwyżkę cen ciepła systemowego na poziomie 3,19% i wzrost stawek opłat za przesył i dystrybucję ciepła maksymalnie o 1,37%, czyli w sumie 4,56%. Negatywne skutki funkcjonowania modelu można było już zaobserwować w 2017 roku, kiedy to prezes URE oczekiwał nierealnego, bo o ok. 6%, spadku cen ciepła pomimo 22-procentowego wzrostu cen węgla.

Negatywne skutki regulacji cen

Obecna polityka taryfowa ogranicza możliwości pozyskania przychodów, które pozwoliłyby przedsiębiorstwom na odtworzenie majątku wytwórczego (nie mówiąc o całkowitej zmianie technologii wytwarzania, która dla sprostania wymaganiom unijnym jest niezbędna) i rozwój sieci. Konserwatywna i skrupulatnie rewidowana polityka taryfowa przyczynia się do stagnacji w sektorze, ponieważ środków ledwie wystarcza na zapewnienie usług. Aktualna sytuacja w branży stwarza groźbę m.in. niewykorzystania przyznanych środków publicznych, niezrealizowania potrzebnych do poprawy jakości powietrza inwestycji, aż wreszcie jest zagrożeniem dla bezpieczeństwa dostaw ciepła systemowego.

Pamiętajmy o tym, że udział kosztów ogrzewania w budżecie domowym to zaledwie 4,82%, a polityka państwa przede wszystkim powinna zmierzać do zmniejszenia zużycia energii poprzez inwestycje w sieci, źródła, termomodernizacyjne itp., a nie sztuczną obniżkę, bo w dłuższej perspektywie taka strategia odbije się negatywnie nie na branży, ale przede wszystkim na konsumentach, środowisku i naszym zdrowiu. Obecnie zanieczyszczone powietrze jest powodem 44 tys. zgonów rocznie w Polsce.

Dotychczasowy schemat funkcjonowania rynku ciepła musi ulec zmianie. Dlatego 8 października 2018 roku minister energii wydał zarządzenie powołujące wyspecjalizowany "Zespół do spraw modelu funkcjonowania rynku ciepła". W jego skład weszli reprezentanci Departamentu Elektroenergetyki i Ciepłownictwa Ministerstwa Energii oraz przedstawiciele istotnych organizacji branżowych. W zespole są również eksperci z Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie. Do jego zadań będą należały analiza funkcjonowania rynku ciepła w Polsce oraz opracowanie oceny potencjału i rekomendacji w zakresie strategii rozwoju obszaru rynku ciepła, w szczególności w kontekście dostosowania do wymogów implementowanego prawa unijnego. Na bazie tych dokumentów zespół przygotuje propozycje zmian w przepisach bądź ich kierunków, umożliwiających realizację wyznaczonych celów w zakresie zapewnienia właściwego funkcjonowania rynku ciepła w Polsce.

Co dalej z uprawnieniami CO2?

W strukturze wydatków przedsiębiorstw ciepłowniczych najbardziej niebezpiecznymi kosztami (bo, jak pokazują ostatnie miesiące, najmniej przewidywalnymi) są koszty uprawnień do emisji CO2. Analizując okres od początku 2018 roku, w styczniu cena uprawnienia wynosiła około 5 euro za tonę, podczas gdy w połowie września z niewiadomych przyczyn poszybowała do poziomu 25 euro.

Aktualna cena to 21 euro za tonę. Wahania w tak krótkim okresie zaburzają stabilność rynku, ale przede wszystkim sprawiają, że firmy ciepłownicze nie są w stanie zaplanować niezbędnych inwestycji środowiskowych oraz poprawiających efektywność systemów ciepłowniczych. A jak pokazują ostatnie tygodnie, polityka klimatyczna Unii Europejskiej będzie się jedynie zaostrzać.

25 października Parlament Europejski przegłosował poprawkę do rezolucji COP24, która mówi o zwiększeniu redukcji gazów cieplarnianych do 55% do 2030 roku, co dziś jest wręcz abstrakcyjne z polskiego punktu widzenia. Wcześniej pesymistyczne dla Polski założenia mówiły o 45%. Rezolucja wprawdzie nie ma wiążącej mocy prawnej (będzie przedmiotem prac w trakcie COP24), jednak wyznacza polityczną wolę, za którą będą podążać unijne instytucje. Zatem nie ma odwrotu od zmiany struktury paliwowej w Polsce. A żeby sprostać wymaganiom, branża potrzebuje olbrzymich inwestycji, które w obliczu niestabilnych i nieobliczalnych kosztów uprawnień CO2 będą bardzo trudne do zrealizowania.

Izba Gospodarcza Ciepłownictwo Polskie podjęła wiele działań mających na celu zdiagnozowanie problemu galopujących cen uprawnień do emisji CO2, a także znalezienie rozsądnych rozwiązań godzących unijne interesy. Eksperci jako główne powody aktualnej sytuacji wymieniają to, iż uprawnienia są wydawane bezterminowo oraz iż stały się one instrumentem finansowym, przyciągającym kapitał niezwiązany z rynkiem ETS. Oba czynniki sprawiają, iż handel nimi może stawać się efektem działań spekulacyjnych, co wyjaśniałoby niewytłumaczalne skoki cen.

IGCP wystąpiła do KE oraz ESMA (unijnego odpowiednika KNF) z prośbą o zweryfikowanie, czy handel uprawnieniami odbywa się prawidłowo, gdyż rosnące ceny CO2 to niebezpieczeństwo dużych podwyżek ciepła systemowego dla konsumentów. Nieoficjalnie ustalono, iż KE wnikliwie przygląda się problemowi, ale podjęcie interwencji na rynku uprawnień rozważy dopiero po osiągnięciu ceny 40 euro za tonę. ESMA z założenia do rozpoczęcia procedury weryfikacyjnej musi otrzymać informację o konkretnych zarzutach dotyczących spekulacji.

To jednak nie podcina skrzydeł IGCP, która szuka innych rozwiązań i podejmuje konkretne działania w tym temacie. Izba rozpoczęła szereg dyskusji w Parlamencie Europejskim na temat możliwych zmian legislacyjnych ETS. Prowadzi stały dialog z europosłami, a także wpływowymi urzędnikami Komisji Europejskiej, m.in. z Peterem Zapfelem, który w KE nadzoruje prace jednostki odpowiedzialnej za przygotowanie i funkcjonowanie polityki EU ETS.

Wprawdzie szybkie zmiany otoczenia prawnego ETS nie są możliwe z uwagi na długi proces legislacyjny, który nie skończyłby się przed majem 2019 r., kiedy to nastąpi zmiana kadencji PE, ale rozmowy już toczą się, tak aby temat wszedł na wokandę możliwie jak najszybciej w nowym Parlamencie.

Propozycje zmian w ETS

IGCP przygotowała też konkretne propozycje zmian prawnych systemu EU ETS. Dotyczą one wprowadzenia terminu ważności uprawnień i konieczności ich wykorzystania w danym okresie rozliczeniowym, a także usunięcia z katalogu uprawnionych do ubiegania się o uprawnienia innych podmiotów niż te, które prawnie zobowiązane są do uczestniczenia w systemie EU ETS lub instytucji działających na rzecz tych podmiotów. Według ekspertów Izby, ponieważ na modelowym rynku finansowym żaden z podmiotów nie może być zobligowany do nabycia określonego instrumentu, a także z uwagi na skomplikowany charakter prawny uprawnień do emisji gazów cieplarnianych, nie powinny być one uznawane za tradycyjne instrumenty finansowe i podlegać takim samym zasadom.

Należy również zwrócić uwagę na działania Ministerstwa Energii, które wystosowało prośbę do KE o powołanie Komitetu weryfikującego nieprawidłowości na rynku uprawnień. Dyrektywa ustanawiająca system handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych w artykule 29a mówi o możliwości zwołania posiedzenia Komitetu w przypadku, jeśli przez okres dłuższy niż sześć kolejnych miesięcy ceny uprawnień są ponad trzykrotnie wyższe od średniej uprawnień z dwóch poprzednich lat. Według ekspertów, z taką sytuacją mamy do czynienia aktualnie.

IGCP podejmuje intensywne działania także na lokalnym rynku celem zniwelowania skutków podwyżek CO2 i zatrzymania recesji branży. Z inicjatywy Izby Urząd Regulacji Energetyki podjął decyzję w sprawie zmniejszenia liczby sesji notowań ze 120 do 60, z których liczona jest średnia uwzględniana przy ustalaniu kosztów emisji, a także zobowiązał się do dołożenia wszelkich starań, aby wnioski o zmianę taryfy z powodu wzrostu średniej notowań były rozpatrywane bez zbędnej zwłoki. Co więcej, URE zgodziło się, iż zmiana taryfy z uwagi na wzrost kosztów uprawnień nie będzie eliminować zwrotu na kapitale.
Zobacz także:

KOMENTARZE ( 11 )


Autor: zgryźliwy 03.01.2019r. 14:50
Pytania o ciepło systemowe jak najbardziej zasadne.I wielki żal do ekologicznych rządzących elit. Bo cóż wy poprzez CO2 i BAT chcecie osiągnąć, więcej brudnego powietrza w w niskiej emisji indywidualnej ? A z tymi elitami to nie przewrotna figura retoryczna - przyjmijmy do wiadomości, że skoro idą pieniądze na politykę klimatyczną, to ekolodzy są przy władzy, że dawni hipisi zamienili długie włosy na garnitury i to oni są władzą i im trzeba niewygodne pytania zadawać.
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI

Autor: Andrzej Jurkiewicz 03.01.2019r. 16:25
Chyba już najwyższy czas zrezygnować z taryf dla ciepła. Drogie i niewydajne źródła ciepła trzeba likwidować i zastępować nowymi - rozproszonymi. Nie ma sensu utrzymywać sztucznych regulacji, które się zupełnie nie sprawdzają w praktyce. Propozycja dla ekspertów Pana Ministra Energii - systemy o mocy poniżej 20 MW uwalniamy od obowiązku taryfowania.
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI

Autor: nn 04.01.2019r. 09:16
Ciepło systemowe drożeje i będzie drożeć, gdyż:
- ceny uprawnień do emisji CO2 wzrosły do 25 euor/t i już obecnie niemal 70% uprawnień do emisji z ciepła trzeba nabyć odpłatnie
- spółki ciepłownicze będą się musiały dostosowywać do nowych BAT, co w przypadku węgla będzie bardzo kosztowne
- mniejsze systemy muszą się dostosować się do standardów emisyjnych z dyrektywy MCP
- konieczna jest modernizacja systemów, szczególnie mniejszych i przestawianie ich na gaz i biomasę
- do 2030 ma być zrealizowany cel dotyczący 30% podniesienia efektywności energetycznej, co oznacza spadek sprzedaży ciepła, a zatem rozłożenie tych samych lub nawet wyższych (po modernizacji) kosztów stałych na mniejszą sprzedaż

Zatem na koniec 2030 roku cena ciepła z przesyłem wyniesie pewnie średnio 100 zł/GJ netto. Oznacza to wprost utratę konkurencyjności względem indywidualnych rozwiązań gazowych zintegrowanych z panelem słonecznym lub pompą ciepła. Należy się zastanowić, czy za wszelką cenę należy utrzymywać małe systemy ciepłownicze czy nie lepiej pozwolić odbiorcom na alternatywne rozwiązania. I tak z nich skorzystają jak różnica w cenach będzie za wysoka. Często korzyści z centralnej, duże kogeneracji są iluzoryczne - oszczędność paliwa w źródle jest niwelowana przez straty ciepła na przesyle (w takiej sytuacji energetyka rozproszona jest efektywniejsza)

Jest kilka możliwych wariantów poprawy sytuacji ciepłownictwa systemowego. Ale nie będę tu podpowiadał. Jest powołany zespół, to niech się wykaże.
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI

Autor: antymonopol 07.01.2019r. 19:38
Ciepło też drożeje z powodu wzrostu cen węgla bo już jego cena wynosi 300 zł/t oraz wzrostu kosztów ciepłowni.
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI

Autor: dwk 04.01.2019r. 10:19
b. dobry artykuł, nie rozumiem "zgryźliwego" komentarza, noworocznie pozdrawiam Autora
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI

Autor: zgryźliwy 04.01.2019r. 11:12
Do dwk: ciepło systemowe trzeba bronić, nie rozumiem, czego nie rozumiesz. Podkreślam, że czyste ciepło jest dobijane przez ekologów, którzy w ten sposób spowalniają walkę ze smogiem. Do nn: weź ołówek, policz i nie strasz stratami przesyłu. Obecny poziom to około 10 %. Tyle samo, ile strata w bardzo dobrych indywidualnych piecach grzewczych. W stosunku do bloków węglowych elektrociepłownia na pewno przynosi oszczędność paliwa pierwotnego. Sytuacja się komplikuje owszem, gdy do konkurencji staną bloki gazowe, ale zanim cała Polska przejdzie na bloki gazowe to jeszcze potrwa. Z tym, że gdy elektrociepłownia postawi blok gazowy to konkurencyjność odzyskuje ponownie. Decyduje bowiem ilość ciepła wyrzucanego do skraplacza w części parowej, a część parowa w bloku gazowym jest słabiutka. Zatem, jeśli masz wyrzucić przez skraplacz 24 % ciepła, to lepiej 10 % stracić na przesyle, a 10 % oszczędzić w kogeneracji.
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI

Autor: nn 04.01.2019r. 11:56
Od 2002 roku do dzisiaj cena ciepła systemowego wzrosła o ponad 100% (wystarczy porównać dane z analizy URE pt. Energetyka cieplna w liczbach). Do 2030 roku cena ciepła systemowego też pewnie wzroście o kolejne 100% w związku z okolicznościami, o których napisałem wcześniej. Ciepło systemowe nie ma szans uzyskać konkurencyjności w obliczu rozwiązania: indywidualny kocioł gazowy kondensacyjny + panel solarny lub pompa ciepła do c.w.u powietrze woda.

A propos strat, to kocioł kondensacyjny ma sprawność 90% i więcej. A zgodnie z materiałem URE Energetyka cieplna w liczbach sprawność wytwarzania ciepła systemowego w wynosi przeciętnie 80%. Od tego trzeba odjąć około 13-15% strat ciepła na przesyle. A zatem, to co się zyska na kogeneracji jest tracone na przesyle. Wytwarzanie ciepła lokalnie już jest tańsze i będzie jeszcze tańsze w stosunku do ciepła systemowego, szczególnie w mniejszych systemach.
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI

Autor: sceptyk 07.01.2019r. 22:29
A znasz kocioł kondensacyjny na węgiel? Bo koszt uzyskania ciepa w 90% gazowym jest podobny jak 40% węglowym. Co prawda wygoda inna, ale nie każdy domkowicz zarabia tyle co asystentka w banku. No i nie wszędzie gaz sieciowy jest podciągnięty. O ile w budownictwie wielorodzinnym długo kotłownie będą musiały funkcjonować, to warunki ekonomiczne nie zachęcają do ekologicznych rozwiązań w budownictwie indywidualnym dla przeciętnego człowieka.
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI

Autor: dwk 05.01.2019r. 10:50
do zgryżliwego nie rozumiem Twoich uwag do ekologii i UE, a przy okazji popatrz na małe ciepłownie, które nie są taryfikowane, tam taryfy określa przeważnie samorząd i tam bez taryf juz nie jest tak wesoło ze śodkami na modernizację. Pracuję trochę dla samorządów i wiem jak wygląda brak taryf, owszem obecne taryfikowanie przez PURE to zabawa w ciuciubabkę, ale tak jest też z taryfami energtii elektrycznej i opłat przesyłowych - sorry takie mamy prawo.
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI

Autor: Zygmunt Parczewski 05.01.2019r. 00:26
Bardzo interesująca wypowiedź pana J. Szymczaka wskazująca na najbardziej dokuczliwe kwestie w funkcjonowaniu ciepłownictwa systemowego. W szczególności pewną 'ociężałość' procesu regulacji w sytuacji szybkich zmian rynkowych czynników kosztotwórczych. I prezes Szymczak i pan 'nn' wpośród dyskutantów dobrze to zaprezentowali i uzasadnili. Ale to stan obecny i być może na najbliższe 5-7 lat. Granicą czasową funkcjonowania wg obecnych 'standardów' (warunków technologicznych, w tym środowiskowych) jest rok 2030, a w zasadzie 2025 - jako 'wstępne ostrzeżenie'. Czyli ratujmy się na krótki dystans aby przynajmniej nie tracić nowego majątku, a za racjonalne długookresowo modernizacje (rozsądne i perspektywiczne zmiany technologiczne w źródle i skracaniu transportu ciepła) broniące się ekonomicznie, z uwzględnieniem interesów społeczności lokalnej warto pilnie wypracować nowe modele biznesowe. Chyba słuszny kierunek wskazują i 'nn' i pan A. Jurkiewicz, gdyż znane mi wielkości strat ciepła w dużym systemie (nie w pełni preizolowanym) sięgają w sezonie grzewczym ok. 12-15%, zaś poza sezonem osiągają niestety wartości ok. 2-krotnie wyższe. I ciepłownicy o tym dość dobrze wiedzą, ale nie mają ani kapitału ani stosownego wsparcia politycznego i właścicielskiego (samorządy, szczególnie te mniejsze) reagują wtedy, gdy w cieple coś nawala. Technicznie albo w taryfie. Uważam, że niezbędne jest dostrzeżenie w ciepłownictwie systemowym szansy na faktyczną, a nie tylko deklarowaną transformację energetyczną, gdyż nawet jeśli korzyści z generacji w EC 'odbierane są w stratach (przesył i dystrybucja) to proszę pamiętać o istotnie większej wartości ekonomicznej wygenerowanej elektryczności. Zarówno dla inwestora i społeczności lokalnej, jak też dla redukcji kosztów strat sieciowych w KSE. A jeśli do tego stworzymy elastyczne układy hybrydowe (stopniowo mniej węgla, a więcej gazu oraz różnych OZE +zasobniki, itp.) to rachunek inwestora prywatnego, a głównie gminy (najczęściej znaczącego współwłaściciela ciepłownictwa lokalnego) - inwestora społecznego będzie wyglądał na pewno lepiej. Konkludując: dobrze, że prezes Szymczak wskazuje na problemy i uciążliwości dokuczliwe obecnie (zasady regulacji), ale równie dobrze, że w komentarzach autorzy wskazują na zagrożenia i ryzyka inwestycyjne. Jeśli ciepłownictwo ma przetrwać dłużej i się unowocześnić, podobnie jak np. w krajach skandynawskich to wymaga ono istotnych zmian strategicznych. Wymaga także znacznie większej uwagi władzy centralnej a na pewno ze strony samorządów. Niestety wydaje się, że od szeregu lat i jedni i drudzy 'śpią' i w ten sposób chcą przeczekać problemy, które już są naglące. Dowodem tego są wielkie braki w projekcie 'polityki energetycznej rządu' (właściwie elektroenergetycznej, w którym rozważania dotyczące ciepłownictwa są daleko niewystarczające. Niestety sprawdza się stare powiedzenie, że 'koszula bliższa ciału', czyli elektroenergetyka, w tym KSE i w cześci centralne gazownictwo znajdują o wiele więcej uwagi, zaś ciepłownictwo i inne rozproszone sektory (lokalne) są pomijane. Właśnie projekt rządowej polityki z końca 2018 roku jest ego najlepszym przykładem. Bowiem w załączniku tylko, zresztą bardzo przyzwoicie, zajęto się analizami dla elektroenergetyki. Takie podejście na pewno nie przynosi chwały ministrowi energii, a wręcz przeciwnie. Trzymam kciuki za powodzenie racjonalnej strategi elektrociepłownictwa, jako jądra stopniowej, skutecznej i przyjaznej społeczeństwu transformacji energetycznej. Może w końcu samorządy naprawdę upomną się o swoje aktywa przed ich zaoraniem?
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI

Autor: aaa 14.01.2019r. 14:14
lobby producentów małych kotłów gazowych ma się dobrze.......warunkiem kogeneracji jest istnienie sieci ciepłowniczej i odbiór cwu......
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI
Dodaj nowy Komentarze ( 11 )

DODAJ KOMENTARZ
Redakcja portalu CIRE informuje, że publikowane komentarze są prywatnymi opiniami użytkowników portalu CIRE. Redakcja portalu CIRE nie ponosi odpowiedzialności za ich treść.

Przesłanie komentarza oznacza akceptację Regulaminu umieszczania komentarzy do informacji i materiałów publikowanych w portalu CIRE.PL
Ewentualne opóźnienie w pojawianiu się wpisanych komentarzy wynika z technicznych uwarunkowań funkcjonowania portalu. szczegóły...

Podpis:


Poinformuj mnie o nowych komentarzach w tym temacie




cire
©2002-2019
Agencja Rynku Energii S.A.
mobilne cire
IT BCE