Ruszyły wypłaty w programie Moja Elektrownia Wiatrowa, który umożliwia otrzymanie dofinansowania na montaż przydomowej elektrowni wiatrowej i magazynu energii. Pierwsi beneficjenci programu otrzymają ponad 500 tys. zł.
W ramach programu Moja Elektrownia Wiatrowa złożono dotychczas 25 wniosków o dofinansowanie na łączną kwotę 620 123,50 zł. Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (NFOŚiGW) rozpatrzył pozytywnie 19 kompletnie złożonych wniosków.
Anna Trudzik, dyrektor Departamentu Energetyki Prosumenckiej NFOŚiGW, podkreśla, że wśród 25 inwestycji zgłoszonych w ramach programu Moja Elektrownia Wiatrowa 18 projektów obejmuje nie tylko przydomową instalację wiatrową, ale również magazyny energii elektrycznej.
Równoczesne zamontowanie przez prosumentów magazynów energii przyczyni się do wykorzystania energii elektrycznej w miejscu jej wytworzenia oraz będzie miało pozytywny wpływ na sieć energetyczną w Polsce – podkreśla Anna Trudzik.
Program Moja Elektrownia Wiatrowa, uruchomiony 17 czerwca 2024 roku, skierowany jest do osób fizycznych inwestujących w przydomowe wiatraki o maksymalnej mocy 20 kW i maksymalnej wysokości 30 m. Warunkiem jest produkcja energii na własne potrzeby. Dofinansowanie można otrzymać również na współtowarzyszący przydomowej turbinie wiatrowej magazyn energii o minimalnej pojemności 2 kWh.
W ramach programu Moja Elektrownia Wiatrowa prosumenci mogą otrzymać dofinansowanie w formie dotacji do 30 tys. zł na jedną mikroinstalację wiatrową oraz do 17 tys. na magazyn energii. Co ważne, dofinansowanie będzie miało formę refundacji do 50% kosztów poniesionych na inwestycję. To oznacza, że inwestycja musi najpierw zostać sfinansowana ze środków prosumenta.
W pierwszym naborze NFOŚiGW przeznaczył na dotacje 50 mln zł. Nabór ma potrwać rok – do 16 czerwca 2025 roku lub do wyczerpania udostępnionej puli dofinansowania. Budżet całego programu zaplanowanego na lata 2024-2029 wynosi 400 mln zł. Pieniądze pochodzą z Funduszu Modernizacyjnego.
Wnioski można składać wyłącznie w wersji elektronicznej przez Generator Wniosków o Dofinansowanie.
Projekt EIC Pathfinder Challenge, prowadzony przez niemieckich naukowców, ma na celu wykorzystanie elastokaloryków do produkcji urządzeń, które w przyszłości będą mogły konkurować z dzisiejszymi pompami ciepła, znacznie redukując zapotrzebowanie na energię elektryczną.
Elastokaloryki to materiały, które wykazują efekt elastokaloryczny, czyli zdolność do zmiany swojego stanu w wyniku sprężystej deformacji mechanicznej. Efekt ten polega na tym, że gdy materiał elastokaloryczny jest mechanicznie rozciągany lub ściskany, dochodzi do zmian w jego strukturze krystalicznej, co powoduje pochłanianie lub wydzielanie ciepła.
Dobry materiał elastokaloryczny powinien wykazywać się dobrą przewodnością cieplną, dużą wytrzymałością zmęczeniową i niską ceną.
Typowe materiały elastokaloryczne to niektóre stopy metali, takie jak stopy z pamięcią kształtu, które wykazują znaczne zmiany temperatury pod wpływem deformacji mechanicznej. Przykłady takich stopów to np. stopy niklu i tytanu (NiTi).
Zasada działania elastokaloryków polega na tym, że materiał elastokaloryczny jest mechanicznie rozciągany lub ściskany, co powoduje zmiany w jego strukturze krystalicznej i wydzielanie lub pochłanianie ciepła.
W projekcie EIC Pathfinder Challenge, naukowcy wykorzystują stop niklowo-tytanowy (NiTi) do stworzenia urządzenia, które może być wykorzystywane do ogrzewania i chłodzenia budynków.
Projekt EIC Pathfinder Challenge otrzymał 4 mln euro wsparcia od Europejskiej Rady ds. Innowacji (EIC). Pieniądze mają być przeznaczone na budowę prototypu zdecentralizowanej jednostki, która może być wykorzystywana w pomieszczeniach budynków mieszkalnych.
Zasada działania systemu polega na tym, że powietrze wpływa w kierunku pomieszczenia przez szczeliny wentylacyjne i trafia na materiał elastokaloryczny, który jest podgrzewany lub chłodzony w zależności od wymagań w danym czasie.
Naukowcy twierdzą, że w momencie, w którym uda się opracować kompaktowe urządzenie, będzie możliwe instalowanie go w nowych budynkach wyposażonych w systemy wentylacyjne. Sama eksploatacja miałaby być znacząco tańsza w porównaniu z konwencjonalnymi klimatyzatorami lub pompami ciepła z uwagi przede wszystkim na niższe zużycie energii.
Nad podobnymi rozwiązaniami z obszaru elastokaloryków pracuje również zespół naukowców z Chin i USA pod przewodnictwem Ichiro Takeuchi z University of Maryland.
Firma Solis, lider w branży technologii falowników fotowoltaicznych, ogłosiła, że zajęła pierwsze miejsce w rankingu sprzedaży falowników do budynków mieszkalnych na świecie, zgodnie z najnowszym raportem Wood Mackenzie dotyczącym udziału w rynku falowników.
Solis utrzymał również pozycję trzeciego co do wielkości producenta falowników na świecie w 2023 roku. Ten sukces jest wynikiem strategicznego ukierunkowania firmy na opracowywanie wysokowydajnych, niezawodnych falowników, które spełniają dynamiczne potrzeby mieszkaniowego sektora fotowoltaicznego.
„Dzięki partnerstwu trwającemu ponad dekadę od naszego powstania w 2005 roku, Solis zdobył zaufanie klientów na całym świecie” – powiedział Jimmy Wang, prezes Solis Inverters. „To zorientowane na klienta podejście i innowacyjność technologiczna są kluczem do naszego sukcesu. Jesteśmy głęboko wdzięczni za nieustające wsparcie i zaufanie naszych klientów, które napędza naszą podróż w kierunku innowacji i doskonałości”.
Solis nieustannie dąży do doskonałości poprzez rygorystyczną kontrolę jakości i innowacje produktów dostosowane do wymagań rynku. Ponadto na sukces firmy Solis składa się kompleksowa obsługa klientów i instalatorów systemów solarnych, od wsparcia przedsprzedażowego po posprzedażowe. Poprzez znaczny wzrost inwestycji w badania i rozwój – przekraczający 5% rocznej sprzedaży w 2023 roku – Solis zwiększa niezawodność produktów i rozwija innowacje wykraczające poza oczekiwania klientów i rynku.
Aktywnie realizując swoją misję „Rozwijania technologii, aby zasilać świat czystą energią”, Solis jest w czołówce dzięki podejściu zorientowanemu na klienta i niezłomnemu zaangażowaniu w zrównoważony postęp.
Frontier Energy z siedzibą w Australii Zachodniej miało w zeszłym tygodniu dwie rzeczy, którymi mogło się pochwalić – mianowaniem byłego premiera stanu Marka McGowana na stanowisko przewodniczącego zarządu oraz informacją, że otrzymało kredyty na moce przerobowe, które pomogą sfinansować projekt solarno-bateryjny Waroona.
Wiadomość ta jest znacząca z dwóch powodów. Po pierwsze, ponieważ potwierdza, że bez przemysłu energetycznego byli ministrowie i premierzy mogą nie mieć nic do roboty i dokąd pójść po odejściu z polityki.
Po drugie, publikacja dotycząca projektu Waroona ujawnia fascynujące informacje na temat kosztów i przychodów jednego z pierwszych w Australii prawdziwie hybrydowych projektów wykorzystujących energię słoneczną i akumulator.
Projekt Waroona, który ma powstać około 120 km na południe od Perth, będzie łączył 120 MW energii słonecznej (prądu stałego) z 80 MW, 360 MWh sprzężonym z prądem stałym systemem magazynowania energii w akumulatorach.
Przyznane kredyty nie zostały jeszcze przyznane – decyzja w tej sprawie zostanie podjęta we wrześniu – ale Frontier oszacował, co to może oznaczać dla projektu.
Najwyższa kwota to 27 milionów dolarów przychodu rocznie, przez co najmniej pięć lat – wypłacane w celu zapewnienia określonej ilości mocy w szczytach zapotrzebowania – co będzie stanowić około jedną trzecią przewidywanych rocznych przychodów. Więcej pieniędzy zostanie zarobionych na rynku handlowym, kupując i sprzedając w sieci zgodnie ze zmiennością cen.
Prezes Adam Kiley twierdzi, że same kredyty mocowe pokryją odsetki, spłatę zadłużenia i niektóre koszty operacyjne, dzięki czemu finansowanie projektu stanie się łatwiejsze i tańsze, a projekt będzie mógł swobodnie korzystać z rynku handlowego bez konieczności zawierania umowy zakupu energii elektrycznej po stałej cenie.
„Rezerwy mocy są czymś wyjątkowym dla Australii Zachodniej i stanowią kluczowy powód, dla którego ekonomika naszego Projektu znacząco wyróżnia się na tle innych możliwości wykorzystania energii odnawialnej w całej Australii” – stwierdził w oświadczeniu.
Frontier spodziewa się otrzymać rezerwowe kredyty mocowe wynoszące 87 MW na potrzeby projektu Waroona od roku 2026/27, kiedy to projekt zostanie ukończony. (Umowy zazwyczaj obowiązują od 1 października każdego roku).
Łącznie firma spodziewa się rocznych przychodów rzędu 67 milionów dolarów, z czego 24,8 miliona dolarów będzie pochodzić z rezerwowych kredytów mocy dla akumulatora, a kolejne 2,4 miliona dolarów z kredytów mocy dla instalacji solarnej.
Kolejne 16,9 mln USD zostanie zarobione z arbitrażu z baterii, 8,9 mln USD z produkcji słonecznej, 12,6 mln USD z LGC i kolejne 2,4 mln USD z rynku usług częstotliwościowych. Średni przychód w ciągu 5 lat wyniósłby około 74 mln USD.
W prezentacji z początku tego roku – przygotowanej przy założeniu, że zostaną przyznane rezerwowe kredyty mocy – koszty operacyjne oszacowano na około 5 milionów dolarów rocznie, a projekt będzie przynosił roczny zysk EBITDA wynoszący około 68 milionów dolarów w ciągu pierwszych pięciu lat, czyli 27 centów za kWh.
Frontier twierdzi, że prognozy przychodów i rentowności zapewnią okres zwrotu inwestycji wynoszący 5,8 roku i wewnętrzną stopę zwrotu po opodatkowaniu wynoszącą 14,8 procent. Wyższy poziom zadłużenia zapewniłby jeszcze wyższą stopę IRR po opodatkowaniu wynoszącą 21,6 procent.
W prezentacji znalazły się również ciekawe informacje na temat kosztów projektu – szczegółów, które rzadko są ujawniane w sektorze australijskim, głównie dlatego, że ludzie traktują je jako tajemnicę handlową, a także dlatego, że większość deweloperów nie jest już notowana na giełdzie.
Frontier twierdzi, że wybrał system DC-coupled, ponieważ oznacza on brak dodatkowych falowników i będzie miał niższy koszt pojemności i większą wydajność niż tradycyjny system AC-coupled. I zapewni najsilniejsze zwroty finansowe przy najniższym ryzyku.
Interesujące są również statystyki dotyczące degradacji baterii, z których wynika, że bateria LFP będzie miała degradację około 16 procent w ciągu pierwszych 10 lat i około 26 procent w ciągu pierwszych 20 lat żywotności baterii. Baterie mają 20-letnią gwarancję na degradację.
Moduły słoneczne będą kosztować zaledwie 32,3 mln dolarów za system 120 MW, a kolejne 28 mln dolarów za trackery i inwertery. Bateria będzie kosztować 118,5 mln dolarów za 360 MWh, podczas gdy reszta kosztów obejmuje podstacje, połączenia sieciowe, budowę i uruchomienie, doradców oraz transport i logistykę.
Ogółem szacowana kwota wynosi około 304 milionów dolarów.
Akumulator umożliwi właścicielowi korzystanie z wysokich cen szczytowych w godzinach porannych i wieczornych, poprzez magazynowanie energii elektrycznej wytwarzanej przez farmę słoneczną, gdy w środku dnia ceny są zazwyczaj niskie.
„Średnie ceny typowej energii słonecznej wzrosły o 63% w ciągu ostatnich dwóch lat do 68 USD/MWh w 2023 r., podczas gdy ceny w szczytowym okresie obrotu energią wzrosły o 81% do średnio około 143 USD/MWh w 2023 r.”, czytamy w raporcie.
Amerykański producent ogniw akumulatorowych twierdzi, że jest o krok od wprowadzenia na rynek długo oczekiwanej technologii akumulatorów ze stałym elektrolitem. Twierdzi on, że dzięki własnej, pomysłowej konstrukcji udało mu się rozwiązać dwa kluczowe problemy.
Ion Storage Systems planuje wyprodukować 1 megawatogodzinę (MWh) ogniw akumulatorowych o wymiarach 4 cm na 4 cm do końca tego roku, zwiększając produkcję do 10 MWh w 2025 r. – po czym firma ma nadzieję, że będzie mogła dostarczać je zarówno do pojazdów elektrycznych, jak i do stacjonarnych magazynów energii.
Akumulatory ze stałym elektrolitem od dawna uważane są za długoterminowe rozwiązanie problemów związanych z akumulatorami litowo-jonowymi – ich rozmiarem, trwałością i ryzykiem pożaru – ponieważ mogą one, przynajmniej w teorii, zapewnić większą gęstość energii w mniejszej obudowie, a w przypadku pojazdów elektrycznych – większy zasięg.
Technologia ta ma jednak również swoje stałe problemy, mianowicie wzrost dendrytów lub kolców litowych, które mogą powodować zwarcie baterii w przypadku zetknięcia z elektrodą.
Wydawało się, że kilka lat temu problem udało się rozwiązać poprzez ściśnięcie warstw przy użyciu dużej siły, ale pojawiły się też inne problemy, takie jak degradacja uszczelnień na krawędziach.
Ponadto baterie ze stałym elektrolitem rozszerzają się i kurczą podczas ładowania i rozładowywania, bardziej niż baterie litowe z ciekłym elektrolitem, jednak ich struktura stała nie jest tak odporna na zmiany objętości.
Firma Ion Storage twierdzi, że rozwiązała zarówno problem rozszerzania się, jak i dendrytów, i przeprowadziła testy swojego ogniwa, które trwały 800 cykli – co jest standardem wymaganym przez producentów elektroniki użytkowej.
Firma wykorzystuje strukturę ceramiczną przypominającą koral, do której lit może się rozszerzać podczas ładowania baterii. Oznacza to, że ostateczna bateria nie musi uwzględniać rozszerzalności, ponieważ sama cela jest nieco większa, aby to uwzględnić.
Struktura ceramiczna ogranicza również wzrost dendrytów, gdyż elektrolity ceramiczne są wystarczająco wytrzymałe, aby oprzeć się przebiciu przez nie pików litu.
Podobnie jak australijska firma Li-S Energy, Ion Storage wykorzystuje warstwy w celu zwiększenia gęstości energii w swoich ogniwach.
Opracowana przez firmę ceramiczna konstrukcja elektrolitu oznacza, że jako anodę wykorzystuje stały metaliczny lit, a nie oddzielną elektrodę, co również pomaga zapobiegać rozrostowi dendrytów. Ponadto urządzenie może współpracować z dowolną katodą.
Konstrukcja elektrolitu oznacza, że Ion Storage może zwiększać lub zmniejszać rozmiar baterii zależnie od potrzeb klientów. Firma kieruje swoją ofertę przede wszystkim do sektora elektroniki użytkowej, obronności i lotnictwa, mówi Richard Ming, szef rozwoju biznesu.
Technologia ta mogłaby sprawdzić się w pojazdach elektrycznych, ale biorąc pod uwagę, że producenci samochodów mają własne plany dotyczące baterii, Ion Storage zamierza najpierw zająć się łatwiej dostępnymi celami, mówi Ming.
„Naszym celem nie jest wydawanie miliardów dolarów na budowę gigafabryk. Naszym celem jest współpraca z partnerami na całym świecie, aby pracować nad naszym rdzeniem IP, ceramicznym projektem dwuwarstwowym” – mówi.
Wśród inwestorów Ion Storage znajduje się jednak Toyota, która zainwestowała w pozyskanie kapitału w ramach serii A, a firma otrzymała dotację w wysokości 20 milionów dolarów od amerykańskiej Agencji Zaawansowanych Projektów Badawczych w dziedzinie Energii (ARPA-E).
Jako jeden z powodów, dla których firma nie rozwijała się szybko w kierunku pojazdów elektrycznych, podaje się jej długotrwałe dążenie do stworzenia akumulatorów ze stałym elektrolitem, a bardziej skupia się na silnikach spalinowych i popularnych technologiach hybrydowych.
Ion Storage wciąż bada potencjalnych klientów i spodziewa się, że będzie w stanie zaoferować produkt o porównywalnej cenie do alternatyw litowo-jonowych, gdy tylko będzie w stanie zwiększyć skalę swoich operacji. Ale do tego czasu sprzedaje się dzięki bezpieczeństwu przeciwpożarowemu, lekkości i wyższej gęstości energii.
Co zrobić z nadwyżką energii odnawialnej w miejscu, które nie może jej w całości wykorzystać lokalnie lub wyeksportować nadmiaru z powrotem do sieci? Odpowiedź na to coraz powszechniejsze pytanie zamanifestowała się w formie pierwszego w swoim rodzaju projektu zarówno dla dewelopera, jak i przedsiębiorstwa użyteczności publicznej.
EVLO Energy Storage, w pełni zintegrowany dostawca systemów magazynowania energii w akumulatorach i spółka zależna w całości należąca do Hydro-Québec, zakończyła uruchomienie swojego pierwszego BESS na skalę przemysłową w Stanach Zjednoczonych. System magazynowania energii w akumulatorach o mocy 3 MW/12 MWh w Troy w stanie Vermont obiecuje zmniejszyć szczytowe zapotrzebowanie i ograniczyć ograniczanie odnawialnych źródeł energii.
BESS, którego współwłaścicielami i operatorami są Vermont Electric Cooperative i Green Mountain Power, będzie magazynować energię w szczytowym okresie produkcji, aby wykorzystać ją później, gdy zapotrzebowanie będzie największe, co pomoże złagodzić niestabilność wytwarzania energii odnawialnej, a jednocześnie zapewni korzyści lokalnym klientom.
„Jednym z interesujących zastosowań Battery Energy Storage Systems, czyli BESS, jest wzmocnienie obszarów, w których wytwarzana jest nadwyżka energii odnawialnej, ale nie może być eksportowana do sieci ze względu na procedury przesyłowe” — wyjaśnia wiceprezes ds. wdrażania i operacji EVLO, Vincent David. „W miejscach takich jak Troy baterie te będą ładowane nadwyżką energii odnawialnej w okresach, gdy sieć jest przeciążona, i rozładowywane, gdy zapotrzebowanie klientów osiągnie szczyt”.
Będzie to pierwszy BESS w Vermont używany w tym celu. Green Mountain Power będzie dystrybuować nadwyżki energii do regionalnego operatora sieci, ISO New England. Bateria daje Vermont Electric Cooperative, która ma relacje z lokalnymi elektrowniami wiatrowymi i wodnymi, możliwość maksymalizacji wydajności istniejącej infrastruktury energii odnawialnej.
Projekt Troy składa się z 16 jednostek EVLO 1000 i czterech platform Power Conversion System (PCS), wszystkie zarządzane przez EVLOGIX Energy Management System (EMS). EVLO będzie monitorować i utrzymywać BESS na podstawie 20-letniej długoterminowej umowy serwisowej we współpracy z przedsiębiorstwami użyteczności publicznej Vermont.
Biuro ds. Energii Elektrycznej Departamentu Energii było kluczowym partnerem w projekcie. Rebecca Towne, CEO Vermont Electric Cooperative, wykrzyknęła dr Imre Gyuk jako atut dla swojego zespołu w całym procesie.
„Nie tylko pomogli nam w finansowaniu, ale wraz z Sandia National Laboratory udostępnili nam swoją wiedzę specjalistyczną, wzmacniając solidny zespół, który pomógł to wszystko połączyć”, powiedział Towne. Troy BESS dostarczy dane do DOE, które pokażą, w jaki sposób magazynowanie energii w bateriach może umożliwić ekspansję produkcji energii odnawialnej, a jednocześnie jeszcze bardziej zintegrować energię odnawialną z siecią Nowej Anglii.
Nastawienie opinii publicznej
Mimo że niektóre projekty magazynowania energii w akumulatorach cieszą się przychylnością miejscowych , Troy, jak wynika ze wszystkich relacji, okazał się niezwykle gościnnym gospodarzem dla tego przedsięwzięcia.
„Obywatele przychodzili i zadawali pytania podczas procesu uruchamiania” — wspominał David. „Była to dla nas okazja, aby być transparentnymi w kwestii projektu i przekazać informacje o korzyściach płynących z systemu”.
Nie oznacza to jednak, że nie było obaw – głównie dotyczących potencjalnego hałasu powstającego w trakcie realizacji projektu.
„Vermont to malownicze miejsce, a społeczność zadawała ważne pytania dotyczące dźwięku, widoczności i bezpieczeństwa, na które uzyskano satysfakcjonujące odpowiedzi. Odkryliśmy, że społeczność docenia rolę, jaką ta bateria odegra w maksymalizacji wytwarzania energii odnawialnej w regionie” — zauważył Towne.
Prześlij studium przypadku! Chcemy usłyszeć, nad czym pracujesz. Prześlij studium przypadku z szansą na wyróżnienie w Renewable Energy World .
Partnerstwo transgraniczne
To krótka podróż przez przyjazną granicę dla Hydro-Québec/EVLO, aby robić interesy w Vermont, a bliskość geograficzna stworzyła naturalnych towarzyszy. Prawdopodobnie pomaga fakt, że około połowa energii Vermont Electric Cooperative pochodzi z Hydro-Québec.
„Ten projekt zadziałał dzięki innowacji napędzanej przez współpracę transgraniczną” – zasugerował Towne. „Patrząc w przyszłość transformacji energetycznej, powinniśmy pamiętać, że rozwiązania energetyczne nie zawsze muszą być definiowane (lub ograniczone) przez bliskość lokalizacji względem siebie”.
„Jako pierwszy projekt w Stanach Zjednoczonych, w końcu dostaliśmy pierwszą szansę, aby doświadczyć logistycznej strony rzeczy, na południe od granicy – dostarczając nasz system i mając naszych ekspertów na miejscu, aby zapewnić wsparcie” – powiedział David z EVLO. „Bez napotkania jakichkolwiek większych wyzwań, dodaliśmy kroki specyficzne dla USA do naszej listy kontrolnej wdrażania i jesteśmy gotowi na nadchodzące projekty”.
„EVLO jest dumne ze współpracy z pionierskimi przedsiębiorstwami użyteczności publicznej, takimi jak te w Vermont, które podejmują działania w celu przyspieszenia transformacji energetycznej” — dodała Sonia St-Arnaud, prezes i dyrektor generalny EVLO. „Aby skutecznie zwiększyć wykorzystanie energii odnawialnej, solidny sektor magazynowania energii w akumulatorach ma kluczowe znaczenie i jesteśmy dumni, że możemy podzielić się wiedzą EVLO na temat sieci energetycznej i BESS z tym ważnym projektem, pierwszym z wielu, które obecnie rozwijamy w USA”
Szablon dla przyszłych projektów?
Systemy magazynowania energii w akumulatorach szybko wchodzą do użytku w Vermont. Będzie to drugi BESS Vermont Electric Cooperative (pierwszy dostarcza im 4 MWh/rok). Green Mountain Power zgromadziło już prawie 70 MW magazynowania energii w akumulatorach w całym stanie, w tym akumulatory przemysłowe w Georgii, Springfield, Bethel, Middlebury, Bristol i Barre, według VTDigger .
„Mamy nadzieję, że ten projekt pomoże zademonstrować kluczową rolę, jaką może odgrywać magazynowanie energii w akumulatorach, umożliwiając nam dostarczanie bardziej niezawodnej i zrównoważonej energii społecznościom, którym służymy” — powiedział Towne z VEC. „W miarę jak coraz więcej odnawialnych źródeł energii jest dostępnych online, ten projekt jest doskonałym przykładem pomocy regionalnej sieci poprzez współpracę i innowacje”.
[/vc_column_text][vc_column_text]Kotły gazowe zostaną zakazane w Wielkiej Brytanii od 2035 r., a rząd zachęca właścicieli domów do przejścia na pompy ciepła wykorzystujące energię gruntową i inne odnawialne źródła energii.
Pompy ciepła wykorzystujące energię pochodzącą z gruntu to przydatna technologia energii odnawialnej, która wykorzystuje ciepło otoczenia gleby, aby utrzymać ciepło w domu.
Mogą być instalowane poziomo, co oznacza, że rury są układane na dużej powierzchni około metra pod ziemią; lub pionowo, co wiąże się z wywierceniem co najmniej jednego bardzo głębokiego otworu wiertniczego – nawet do 120 metrów.
Pompy ciepła wykorzystujące energię gruntową stanowią znaczną inwestycję, której koszty wahają się od 17 000 do 35 000 funtów, w zależności od wybranego systemu.
Koszty pomp ciepła mogą być znaczne, ale dostępne są dotacje i programy, takie jak Boiler Upgrade Scheme , który oferuje mieszkańcom Anglii i Walii do 7500 funtów na pokrycie kosztów.
Jeśli mieszkasz w Szkocji, możesz kwalifikować się do pożyczki bez odsetek lub dotacji na zwiększenie efektywności energetycznej Twojego domu.
W tym przewodniku znajdziesz informacje na temat kosztów pomp ciepła.
Zanim złożysz wniosek o dotację, skorzystaj z naszego kalkulatora, aby lepiej zrozumieć koszty, jakie prawdopodobnie poniesiesz, instalując pompę ciepła wykorzystującą energię gruntową. Wybierz „pompę ciepła wykorzystującą energię gruntową” i określ wielkość swojego domu, a kalkulator zajmie się resztą. [/vc_column_text][vc_raw_html]=[/vc_raw_html][vc_column_text] Zalecamy również uzyskanie konkretnych ofert od instalatorów pomp ciepła, co możesz zrobić, wypełniając nasz formularz . Po wypełnieniu formularza skontaktują się z Tobą nasi zaufani dostawcy. [/vc_column_text]
Co jest na tej stronie?
[/kolumna_vc][/row_vc][row_vc][kolumna_vc]
[tekst_kolumny_vc]
Średnio właściciele domów wydają około 17 000–35 000 funtów na instalację pompy ciepła wykorzystującej energię gruntową.
Jak podaje Renewable Energy Hub UK, będziesz musiał zapłacić za prąd potrzebny do uruchomienia pompy, a oszczędności będą zależały od wielu czynników, w tym od obecnego paliwa i wymienianego systemu grzewczego.
Koszt będzie w dużej mierze zależał od rodzaju wybranej pompy ciepła, kosztów instalacji, wielkości systemu i liczby pomieszczeń.
Pod względem typu, pompy ciepła wykorzystujące energię gruntową są następujące:
Pionowa pompa ciepła gruntowa jest zazwyczaj droższa, ponieważ instalator musi kopać głębiej. Średni przedział cenowy wynosi 22 000–50 000 funtów.
Pozioma pompa ciepła gruntowa będzie jednak kosztować około 16 000–33 000 funtów. Wynika to z faktu, że instalatorzy muszą wykopać maksymalnie 2 m, więc koszty instalacji będą niższe.
Aby uzyskać dokładniejsze koszty, możesz wypełnić nasz formularz , a nasi zaufani dostawcy skontaktują się z Tobą, aby przesłać Ci wycenę. [/vc_column_text][/vc_column][/vc_row][vc_row][vc_column]
[tekst_kolumny_vc]
Po zainstalowaniu pompy ciepła gruntowego musisz uwzględnić jej koszty eksploatacyjne. W przypadku domu z trzema sypialniami koszty eksploatacyjne pompy ciepła wyniosą około 939 funtów rocznie.
Dla porównania, roczny koszt eksploatacji kotła olejowego wynosi około 1337 funtów, a koszt eksploatacji kotła elektrycznego to około 2676 funtów.
Według naszych obliczeń kocioł gazowy ma nieco niższe koszty eksploatacji, ale jak widać w poniższej tabeli, jego sprawność jest znacznie niższa niż pompy ciepła i wynosi 95%, podczas gdy sprawność pompy ciepła wykorzystującej energię gruntową wynosi 300%.
| Metoda ogrzewania | Efektywność (%) | Roczne zużycie energii (kWh) | Koszt (p/kWh) | Rachunek roczny |
|---|---|---|---|---|
| Kocioł gazowy | 95 | 11 500 | 6.04 | 694 funtów |
| Pompa ciepła | 300 | 3,833 | 24,50 | 939 funtów |
| Kocioł olejowy | 92 | 11 875 | 11.14 | 1337 funtów |
| Kocioł elektryczny | 100 | 10 925 | 24,50 | 2676 funtów |
Okres, w którym osiągniesz próg rentowności w przypadku pompy ciepła wykorzystującej energię gruntową, będzie trudny do przewidzenia, ponieważ zależy on od wielu czynników, w tym:
[/tekst_kolumny_vc][/kolumna_vc][/row_vc][row_vc][kolumna_vc]
[tekst_kolumny_vc]
Koszty instalacji mogą wzrosnąć, ale zależą od firmy, z której usług korzystasz. Średnio może to być od 17 000 do 50 000 funtów, co obejmuje samą pompę ciepła.
Jeśli mieszkasz w Anglii i Walii, możesz nieco złagodzić te koszty dzięki programowi Boiler Upgrade Scheme.
Instalacja pionowa jest zazwyczaj droższa i nie nadaje się do nieruchomości, w których nie można wykonać odwiertu. Dzieje się tak, ponieważ w niektórych przypadkach geologia nieruchomości po prostu nie jest zgodna z odwiertem, np. miękka glina.
Dokładne określenie terminu montażu pompy ciepła może być trudne, ponieważ zależy to od firmy, z usług której korzystasz, oraz stopnia złożoności instalacji.
Jednakże, jako wskazówka, profesjonalny instalator pompy ciepła gruntowej zajmie od jednego do dwóch dni na instalację poziomą i pięć dni lub więcej na instalację pionową. Wynika to z różnicy w złożoności i wyzwaniach logistycznych związanych z instalacją rurociągów kilka metrów pod ziemią. [/vc_column_text]
[/kolumna_vc][/row_vc][row_vc][kolumna_vc]
[tekst_kolumny_vc]
Bądźcie pewni, że chociaż koszty mogą być wysokie, można zaoszczędzić. Na przykład pompa ciepła gruntowa ma wydajność 300%, w porównaniu do 93% wydajności kotła gazowego.
Jak wspomniano w The Energy Saving Trust , pompa ciepła wykorzystująca energię gruntową:
Kiedy więc pompa ciepła gruntowa nie będzie dla Ciebie właściwym wyborem?
[/tekst_kolumny_vc][tekst_kolumny_vc]
Pompy ciepła wykorzystujące energię gruntową nie będą odpowiednim wyborem dla każdego, ale istnieją inne opcje:
[/tekst_kolumny_vc]
[/kolumna_vc][/row_vc][row_vc][kolumna_vc]
[tekst_kolumny_vc]
[/tekst_kolumny_vc][/kolumna_vc][/row_vc]
Jak wynika z dziesięcioletniego planu rozwoju sieci przesyłu energii elektrycznej, OSP (Operator Systemu Przesyłowego), 90% planowanych obiektów, czyli 17 500 MW, stanowią obiekty wykorzystujące energię odnawialną, w tym energię słoneczną, wiatrową i wodną, podał BNR .
Obliczono projekcję na podstawie intencji wyrażonych przez inwestorów. Większość lub 85% projektów energii odnawialnej dotyczy elektrowni słonecznych.
Warto zauważyć, że Bułgaria jest gospodarzem największej elektrowni fotowoltaicznej na Bałkanach i w Europie Wschodniej. Tylko w tym roku do sieci ma zostać podłączonych do 1500 MW nowej mocy słonecznej.
Prognozy nie uwzględniają możliwości budowy nowej elektrowni jądrowej
ESO podało, że prognozy nie uwzględniają możliwości budowy nowej elektrowni jądrowej, tłumacząc, że jest to złożony proces, a jego budowa zajmie dużo czasu.
Bułgaria przygotowuje się do budowy nowego obiektu jądrowego. W lutym Hyundai Engineering and Construction znalazło się na krótkiej liście potencjalnych wykonawców budowy elektrowni jądrowej na północnym zachodzie kraju.
Kraj przekształci się z eksportera w importera energii elektrycznej
Krajowy operator systemu przesyłowego podkreślił, że kraj przekształci się z eksportera w importera energii elektrycznej w ciągu najbliższych lat. Jednym z powodów jest spadek produkcji elektrowni węglowych z powodu wysokich kosztów emisji CO2, czytamy w planie.
ESO stwierdziło, że bez wsparcia finansowego elektrownie węglowe przestaną produkować energię elektryczną. Nowa rzeczywistość zaczęła się pojawiać w połowie 2019 r., dodała firma.
Warto zauważyć, że w czerwcu Bułgaria miała najsłabszą produkcję energii elektrycznej od 2019 r., ponieważ produkcja elektrowni węglowych spadła o 19% rok do roku. ContourGlobal musiał zwolnić niemal wszystkich pracowników w swojej elektrowni węglowej Maritsa East 3, podczas gdy państwowa Maritsa East 2 otrzymała roczne wsparcie od rządu.
przez Jeniffer Solis, Nevada Current
Dwa lata temu Kongres uchwalił ustawę o redukcji inflacji – największą inwestycję w czystą energię w historii – ale duża część tych środków dopiero teraz trafia do kas stanowych.
W piątek Agencja Ochrony Środowiska USA (EPA) ogłosiła, że Fundusz Czystej Energii Nevady może zacząć wykorzystywać 156 milionów dolarów federalnej dotacji „Solar for All”, przeznaczonej na wspieranie społecznych projektów solarnych, z których korzystają gospodarstwa domowe o niskich dochodach.
Jednak kwota federalnych środków, do których stan będzie mógł uzyskać dostęp w ramach wielomilionowego grantu, będzie na razie ograniczona, ponieważ rząd federalny pracuje nad zatwierdzeniem ostatecznego planu prac Nevady.
„Mamy dość ostateczny plan pracy, musimy go tylko zatwierdzić za pośrednictwem Agencji Ochrony Środowiska” — powiedziała Kirsten Stasio, dyrektor generalna Nevada Clean Energy Fund.
Nevada będzie teraz współpracować z Agencją Ochrony Środowiska (EPA) w celu sfinalizowania planów stanowych dotyczących projektów solarnych dla społeczności. Celem jest pełne sfinansowanie tych projektów w Nevadzie na początku 2025 roku.
Prześlij studium przypadku! Chcemy usłyszeć, nad czym pracujesz. Prześlij studium przypadku z szansą na wyróżnienie w Renewable Energy World .
„Staramy się działać naprawdę szybko, abyśmy mogli być gotowi na przekazanie środków, gdy tylko będziemy mieli taką możliwość, nawet jeśli nie mamy pełnego dostępu do potrzebnych nam funduszy federalnych” – powiedział Stasio.
Nevada jest na dobrej drodze do pełnego sfinansowania projektów solarnych, jak tylko rząd federalny zatwierdzi plan solarny Nevady, powiedział Stasio. W zeszłym roku Nevada Legislature przekazała 1 milion dolarów Nevada Clean Energy Fund, aby ich plan projektu był gotowy na czas do 2025 roku.
Oczekuje się, że finansowanie wystarczy na pokrycie około 50 projektów solarnych dla wielu rodzin i społeczności w całym stanie Nevada. Projekty te bezpośrednio przyniosą korzyści ponad 20 000 gospodarstw domowych o niskich dochodach i znajdujących się w niekorzystnej sytuacji w stanie Nevada.
Nevada Clean Energy Fund opracował również formularz zgłoszeniowy, który można znaleźć na stronie internetowej. Zainteresowane gospodarstwa domowe mogą zapisać się, aby otrzymywać aktualizacje dotyczące programu, w tym informacje o tym, kiedy złożyć wniosek.
Podczas gdy popularność paneli słonecznych na dachach gwałtownie wzrosła, wysokie koszty początkowe i ograniczenia fizyczne uniemożliwiły mieszkańcom o niższych dochodach czerpanie korzyści z taniej energii słonecznej. Najemcy w stanie również zostali odsunięci na boom słoneczny.
Zgodnie z planem Nevada Clean Energy Fund mieszkańcy Nevady żyjący w gospodarstwach domowych, którym nie wolno instalować paneli słonecznych, będą uprawnieni do ulg w ramach projektu społecznej instalacji solarnej, podczas gdy właściciele domów jednorodzinnych o niskich dochodach i deweloperzy mieszkań socjalnych będą uprawnieni do bezpośredniego finansowania instalacji solarnych na dachach.
Nevada otrzymała grant w wysokości 156 milionów dolarów w kwietniu i otrzymała najwyższą kwotę nagrody na mieszkańca spośród wszystkich stanów. W rzeczywistości Nevada otrzymała taką samą kwotę nagrody jak Floryda, Illinois i Pensylwania — stany o znacznie większej populacji.
W sierpniu Nevada Clean Energy Fund powołało pięć rad społecznościowych reprezentujących plemiona, szkoły, władze miejskie, deweloperów mieszkaniowych i regionalne władze mieszkaniowe. Ich zadaniem jest identyfikacja możliwości wykorzystania energii słonecznej w społecznościach o niskich dochodach i niedostatecznie obsługiwanych.
„Idea, którą stawiamy przed radami społeczności, polega na tym, aby różne grupy interesariuszy miały wpływ na projektowanie programów, dzięki czemu możemy mieć pewność, że nasze programy będą dla nich wykonalne” – powiedział Stasio.
Federalne dotacje „Solar for All” finansowane są z kwoty 7 miliardów dolarów ustanowionej na mocy ustawy o redukcji inflacji i administrowanej przez Agencję Ochrony Środowiska.
W piątek EPA ogłosiła również, że w sumie 27 miliardów dolarów z dotacji Greenhouse Gas Reduction Fund będzie teraz dostępnych dla beneficjentów dotacji. To finansowanie obejmuje 14 miliardów dolarów dla National Clean Investment Fund (NCIF), 6 miliardów dolarów dla Clean Communities Investment Accelerator (CCIA) i 7 miliardów dolarów dla programu Solar for All.
Szacuje się, że w skali kraju program Solar for All zapewni energię słoneczną dla ponad 900 000 gospodarstw domowych o niskich dochodach, począwszy od początku 2025 roku.
„W obliczu coraz większego wpływu zmian klimatycznych na wszystkich Amerykanów, a zwłaszcza na społeczności, które historycznie zostały pominięte, EPA wiedziała, że musi działać szybko i rozważnie, aby uzyskać to historyczne finansowanie” — powiedział administrator EPA Michael S. Regan w oświadczeniu.
Nevada Current jest częścią States Newsroom, non-profitowej sieci informacyjnej wspieranej przez dotacje i koalicję darczyńców jako organizacja charytatywna 501c(3). Nevada Current zachowuje niezależność redakcyjną. W razie pytań skontaktuj się z redaktorem Hugh Jacksonem: info@nevadacurrent.com . Obserwuj Nevada Current na Facebooku i X.
Sunrun, dostawca czystej energii w formie usługi abonamentowej, ogłosił, że jest pierwszą firmą łączącą magazynowanie energii z energią słoneczną, której liczba klientów przekroczyła 1 milion.
Sunrun odpowiada obecnie za jeden na pięć domowych systemów solarnych zainstalowanych w kraju, co stanowi 1 milion rodzin, czyli około 3 miliony osób. Ten kamień milowy nastąpił po tym, jak firma ogłosiła, że ustanowiła rekordy w zakresie instalacji systemów magazynowania, podkreślając swoją ewolucję od firmy zajmującej się wyłącznie energią słoneczną do firmy zajmującej się wieloma produktami czystej energii.
„Rewolucja prowadzona przez klientów w kierunku większej niezależności energetycznej dla tak wielu Amerykanów jest w toku. Starzejąca się i coraz droższa sieć energetyczna nie jest już w stanie zapewnić stabilności, komfortu i spokoju ducha, jakie daje generowanie i magazynowanie własnej czystej energii” — powiedziała dyrektor generalna Sunrun, Mary Powell. „Sunrun pozytywnie wpłynął na tak wiele istnień; od złagodzenia ciężaru rosnących kosztów energii po utrzymanie zasilania domów podczas przedłużających się przerw w dostawie prądu, niezliczone historie, którymi dzielą się nasi klienci, naprawdę nas inspirują. Dziękujemy naszym klientom, partnerom i pracownikom za pomoc w osiągnięciu tego niezwykłego kamienia milowego”.
Sunrun wszedł do branży solarnej w 2007 r., oferując energię słoneczną jako usługę abonamentową, zapewniając rodzinom energię słoneczną w domu bez żadnych początkowych kosztów. W 2016 r. Sunrun wprowadził magazynowanie baterii do swojej podstawowej oferty. W 2023 r. firma przeszła na strategię stawiającą magazynowanie na pierwszym miejscu, umożliwiając klientom zabezpieczenie zasilania awaryjnego podczas przerw w dostawie prądu. Od czasu wprowadzenia magazynowania do swojej oferty produktów Sunrun zapewnił klientom ponad 2,8 miliona godzin zasilania awaryjnego podczas 659 000 przerw w dostawie prądu, podała firma.
Obecnie Sunrun kontynuuje świadczenie całej gamy usług energetycznych, w tym realizację pierwszego w Stanach Zjednoczonych pilotażowego programu dwukierunkowej elektrowni elektrycznej dla pojazdów elektrycznych .
„Jako wieloproduktowa, czysta firma energetyczna, tworzymy sieć energetyczną przyszłości — taką, która koncentruje się wokół klienta” — powiedział Paul Dickson, prezes i dyrektor ds. przychodów Sunrun. „W miarę pogłębiania naszego podejścia „magazynowanie przede wszystkim” i ulepszania doświadczeń klientów, wprowadzimy więcej technologii dla naszych klientów i zbudujemy największą sieć inteligentnych, kontrolowanych i rozproszonych zasobów energii, na których będą polegać coraz bardziej dostawcy usług komunalnych i operatorzy sieci. Jestem podekscytowany przyszłością tej firmy i tym, co zrobimy z naszym kolejnym milionem klientów”.
Prześlij studium przypadku! Chcemy usłyszeć, nad czym pracujesz. Prześlij studium przypadku z szansą na wyróżnienie w Renewable Energy World .
„Te trzy rodziny, które reprezentują naszą zróżnicowaną bazę klientów liczącą 1 milion osób, mają różne potrzeby energetyczne i pochodzą z różnych regionów USA” — powiedział Powell. „Ale łączy je wiele korzyści, jakie uzyskają dzięki wykorzystaniu najczystszej energii na Ziemi i osiągnięciu większej niezależności energetycznej”.
Sunrun twierdzi, że od 2007 r. jego domowe systemy energetyczne wygenerowały ponad 37 miliardów kilowatogodzin energii słonecznej i pozwoliły klientom zaoszczędzić około 1,3 miliarda dolarów na kosztach energii. Systemy klientów Sunrun pomogły również uniknąć emisji dwutlenku węgla o około 18 milionów ton metrycznych, powiedział Sunrun.
Kolejne niekorzystne zjawisko pogodowe, kolejny dowód na użyteczność wirtualnych elektrowni!
Firma Sunnova Energy International ogłosiła dziś, że w dniach od 13 do 19 sierpnia zasiliły one energią ponad 54 500 klientów w Portoryko podczas i po przejściu burzy tropikalnej Ernesto. Podczas burzy lokalne sieci energetyczne nie były w stanie dostarczyć energii elektrycznej do około połowy mieszkańców wyspy; w ciągu tych siedmiu dni klienci korzystający z energii słonecznej i magazynowania energii firmy Sunnova wytworzyli 8,05 GWh energii.
„Utrzymywanie zasilania dla ponad 54 500 portorykańskich klientów, którzy stracili zasilanie sieciowe w tym miesiącu, pokazuje ogromną wartość naszych systemów solarnych + magazynowania” — powiedział William J. (John) Berger, prezes i dyrektor generalny Sunnova. „Prawie połowa wyspy była pozbawiona prądu po ostatniej burzy, a w tak krytycznych i wrażliwych momentach jak ten mieliśmy możliwość dostarczenia energii, gdy lokalne zakłady użyteczności publicznej nie były w stanie jej dostarczyć. Dostarczając energię wszystkim tym klientom w Portoryko, pokazujemy prawdziwą moc solarnych + magazynowania energii, aby chronić naszych klientów i ich społeczności oraz aby mogli żyć bez zakłóceń. Nasze systemy chronią właścicieli domów i zapewniają spokój ducha dzięki czystej, odpornej energii, która jest wspierana przez najlepszą obsługę w branży”.
Sunnova informuje, że około 98,5% jej systemów SunSafe w Puerto Rico nie zostało uszkodzonych przez Ernesto. Sunnova twierdzi, że wysłała ekipy techniczne, aby naprawiły te, które zostały uszkodzone, wykonując naprawy zaledwie kilka godzin po uderzeniu burzy.
Prześlij studium przypadku! Chcemy usłyszeć, nad czym pracujesz. Prześlij studium przypadku z szansą na wyróżnienie w Renewable Energy World .
„Po raz kolejny trwałość i niezawodność systemów solarnych i magazynowych Sunnova zostały sprawdzone w boju przez kolejną poważną burzę i okazały się doskonałym źródłem niezawodnej energii elektrycznej” — powiedział Paul Mathews, wiceprezes wykonawczy i dyrektor operacyjny Sunnova. „To przykre, że tak wielu naszych klientów zmagało się z ekstremalnymi warunkami pogodowymi tego lata, ale jasne jest, że przechodzenie przez burze z usługą Sunnova zapewnia klientom zwiększoną odporność i niezawodną energię poza siecią. Jesteśmy tutaj na dłuższą metę i jak pokazuje nasza szybka reakcja, nasi klienci mogą na nas liczyć, gdy jest to najbardziej potrzebne. Nie mógłbym być bardziej dumny z naszych zespołów serwisowych i ich reakcji w Portoryko”.
Sunnova przyzwyczaja się do pojawiania się w pozytywnych nagłówkach w obliczu klęsk żywiołowych. Rozwiązania firmy w zakresie energii słonecznej i magazynowania zasiliły ponad 5500 klientów w regionie czterech stanów podczas i po huraganie Debby od 5 do 12 sierpnia. W zeszłym miesiącu Sunnova odnotowała podobny sukces po zasileniu domów prawie 3000 klientów w rejonie Houston podczas i po huraganie Beryl, który pozbawił prądu prawie trzy miliony klientów użyteczności publicznej. Kiedy huragan Fiona uderzył w Portoryko we wrześniu 2022 r., Sunnova poinformowała, że jej systemy solarne + magazynowe SunSafe wygenerowały prawie 2 GWh energii w ciągu pierwszych dwóch tygodni po burzy. Systemy zapewniły łącznie 3,4 miliona godzin zasilania awaryjnego dla klientów korzystających z energii słonecznej + magazynowania, przy średniej liczbie 128 godzin wytworzonej energii na gospodarstwo domowe.
Sunnova współpracuje również z Tenet Energy , aby przyspieszyć adopcję energii słonecznej i pojazdów elektrycznych, oferując ekskluzywne promocje zachęcające klientów Sunnova do zakupu pojazdu elektrycznego z opcjami finansowania Tenet, a klientów Tenet do przyjęcia systemów energii słonecznej Sunnova. Dzięki wykorzystaniu paneli słonecznych do ładowania pojazdów elektrycznych właściciele domów mogą osiągnąć znaczne oszczędności kosztów, które potencjalnie wynoszą setki dolarów rocznie na rachunkach za prąd.
[/tekst_kolumny_vc]
[tekst_kolumny_vc]
EGL 1 rozpocznie przesyłanie energii elektrycznej do końca 2029 roku – źródło: EGL 1
Ofgem zatwierdził budowę nowego podmorskiego kabla, który będzie przesyłał odnawialną energię elektryczną między Anglią a Szkocją, co potencjalnie obniży rachunki za prąd i pomoże w uniezależnieniu energetycznym Wielkiej Brytanii.
Opracowany przez SP Energy Networks i National Grid Electricity Transmission projekt Eastern Green Link 1 (EGL1) będzie dostarczał energię elektryczną ze źródeł odnawialnych w ilości wystarczającej do zasilenia dwóch milionów domów, a docelowo umożliwi zasilenie 7,5 miliona domów.
Projekt o wartości 4,3 mld funtów i mocy 2 gigawatów jest częścią strategii modernizacji i zwiększenia przepustowości sieci przesyłu energii, ponieważ Wielka Brytania zamierza sprawić, by paliwa kopalne stały się przeszłością . Jest to pierwsze z czterech podmorskich połączeń energetycznych planowanych wzdłuż wschodniego wybrzeża.
Znana również jako elektryczna „superautostrada”, będzie składać się z dwóch kabli, które będą przebiegać na długości 315 mil, czyli 507 km, od Peterhead w Aberdeenshire do Drax w North Yorkshire. Będzie działać we współpracy z podobnym połączeniem na zachodnim wybrzeżu .
Według SSEN Transmission projekt przesyłu energii jest niezbędny do przesyłania energii elektrycznej w sieci, gdy poziom wiatru jest niski, a zapotrzebowanie na energię elektryczną wysokie. Gwarantuje on, że energia jest dostarczana bez polegania na naturze.
Budowa kabli na morzu ma rozpocząć się w 2025 r., a przesył energii elektrycznej będzie możliwy do końca 2029 r. Rządy Wielkiej Brytanii i Szkocji mają na celu osiągnięcie zerowej emisji gazów cieplarnianych netto do 2045 r. w Szkocji i 2050 r. w Wielkiej Brytanii , a EGL 1 toruje drogę do tego celu.
Claire Mack, dyrektor naczelna Scottish Renewables , powiedziała: „Tak samo jak eksportowaliśmy [ropę naftową] z Morza Północnego przez ostatnie cztery dekady i dłużej, tak samo dzieje się z odnawialnymi źródłami energii”.
Nowa stacja konwerterowa jest budowana w pobliżu elektrowni Peterhead , gdzie kable wysokiego napięcia prądu stałego będą zaczynać się na dnie morza. Będą one kontynuowane pod wodą aż do Bridlington w East Yorkshire, gdzie zostaną zakopane pod ziemią i podłączone do krajowej sieci energetycznej.
Sepi Golzari-Munro, komentatorka i strateg ds. energii i klimatu, powiedziała: „Oczywiście staramy się mieć czystszą energię elektryczną ze źródeł odnawialnych, ale co najważniejsze, poprawia to nasze bezpieczeństwo energetyczne i ostatecznie obniża rachunki”.
EGL 2 połączy Torness w East Lothian z Seaham w hrabstwie Durham. Po dwóch początkowych projektach powstaną połączenia między Peterhead i Lincolnshire oraz między Kinghorn w Fife i Norfolk.
Linia Eastern Green Links będzie działać równolegle z linią Western Green Link, która biegnie między Hunterston w Ayrshire a mostem Flintshire.
Linia Western Green Link o długości 240 mil została otwarta w 2017 r. i w ciągu pierwszych pięciu lat od otwarcia przesłano ponad 23 000 GWh zielonej energii.
Dyrektor projektu Ricky Saez opisuje decyzję Ofgem o wydaniu zgody na budowę autostrady jako „istotny kamień milowy”.
Szkocja jest eksporterem netto energii elektrycznej, więc pomimo tego, że kable są dwukierunkowe, większość energii elektrycznej będzie pochodzić z terenów na północ od granicy w Szkocji. [/vc_column_text][/vc_column][/vc_row]
Gigant przesyłowy Transgrid uważa, że rozwój pływających farm wiatrowych na morzu w Nowej Południowej Walii – największym ośrodku popytu w kraju – jest mało prawdopodobny i sugeruje, że lepszym pomysłem może być budowa ogromnych, odległych, śródlądowych stref energii odnawialnej.
Propozycja ta pochodzi z niedawno opublikowanego rocznego raportu planistycznego Transgrid (TAPR), w którym opisano transformację energetyczną w „pionowym starcie” i przedstawiono infrastrukturę oraz technologie niezbędne do zastąpienia węgla, a także poradzenia sobie ze wzrostem nowego zapotrzebowania ze strony pojazdów elektrycznych, centrów danych i elektryfikacji.
Spostrzeżenia Transgrid dotyczące morskiej energetyki wiatrowej są szczególnie interesujące, biorąc pod uwagę fakt, że stała się ona przedmiotem sporów i obiektem zainteresowania krytyków odnawialnych źródeł energii w niemal każdym stanie, w którym planuje się budowę morskiej energetyki wiatrowej.
W Victorii, gdzie władze stanowe uważają za konieczne zastąpienie starego generatora zasilanego węglem brunatnym, technologia ta ma konkretne cele w wysokości 2 GW do 2032 r. i 9 GW do 2040 r.
W Nowej Południowej Walii jednak, ze względu na głębokość morza w dwóch planowanych strefach wokół Newcastle i Wollongong, każda morska energetyka wiatrowa będzie musiała korzystać z systemów pływających, a nie z dna stałego. A to oznacza dodatkowe koszty, do tego stopnia, że niektórzy analitycy zastanawiają się, czy będzie to opłacalne w porównaniu z alternatywami.
Transgrid jest w tym obozie. Twierdzi, że koszty stałego dolnego wiatru morskiego są około dwa do trzech razy wyższe niż koszty wiatru lądowego i alternatywnych energii słonecznej, a technologia pływającego wiatru morskiego będzie jeszcze droższa.
„W związku ze spowolnieniem tempa globalnego rozwoju morskiej energetyki wiatrowej, moment jej wprowadzenia w Nowej Południowej Walii jest niepewny” — mówi w raporcie dyrektor generalny Transgrid Brett Redman. „Planujemy zatem scenariusz, w którym morska energetyka wiatrowa nie będzie odgrywać krytycznej roli w zachowaniu bezpieczeństwa systemu Nowej Południowej Walii.
„Odległe śródlądowe REZ stają się bardziej prawdopodobnym źródłem dodatkowej energii odnawialnej w połowie lat 30. XXI wieku. Aby zapewnić długoterminowe planowanie, Transgrid bada, w jaki sposób i gdzie te odległe śródlądowe REZ mogłyby zostać rozwinięte, aby zbudować naszą przyszłą sieć.
„Uważamy, że jedną z lokalizacji o doskonałym potencjale jest zachodnia część Nowej Południowej Walii, która ma doskonałe możliwości wykorzystania energii słonecznej
i zasobów wiatru na niewykorzystanym w pełni terenie o niskiej gęstości zaludnienia”.
Oczywiście, podobnie jak wszyscy inni w branży energetycznej, Transgrid ma powody, aby tak mówić, i jest zainteresowany wynikiem. Tworzenie dużych śródlądowych stref odnawialnych, dalej od ośrodków populacji i zapotrzebowania, wymagałoby długich linii przesyłowych – które Transgrid naturalnie zbudowałby.
Pomysł ten popiera jednak wielu przedstawicieli branży rozwoju odnawialnych źródeł energii, którzy po cichu rozważają różne opcje, argumentując, że lepsze zasoby wiatru i słońca oraz mniejsza populacja przeważą nad dodatkowymi kosztami przesyłu.
W raporcie wskazano trzy potencjalne „odległe” strefy energii odnawialnej w Nowej Południowej Walii – wokół Broken Hill, Noona i północnego zachodu, które, jak twierdzi, zostaną połączone liniami HVDC i które mogą mieć tę zaletę, że będą oferować energię słoneczną w późniejszych godzinach dnia i wieczornych szczytach, a także energię wiatrową w dogodnych porach.
„Te regiony mają jedne z najlepszych zasobów energii słonecznej i wiatrowej dostępnych gdziekolwiek w NEM (National Electricity Market)” — czytamy. „Wysokie współczynniki mocy i korzystne korelacje energii słonecznej i wiatrowej stwarzają okazję do dywersyfikacji dostaw energii w Nowej Południowej Walii”.
Transgrid już teraz spotyka się z poważnym sprzeciwem lokalnym w związku z niektórymi ze swoich kluczowych projektów przesyłowych – Humelink i VNI West – a część projektu połączenia EnergyConnect z Australii Południowej do Nowej Południowej Walii opóźnia się i przekracza budżet.
Transgrid twierdzi, że rozważa również rozwiązania „niesieciowe”, takie jak duże baterie, które są potencjalnie innowacyjne, szybsze i tańsze, ponieważ nie wymagają stawiania większej liczby słupów i przewodów. Jednak ramy regulacyjne są trudne i firma proponuje szereg zmian, aby rozwiązać ten problem.
Największym z tych „niesieciowych” rozwiązań jest Waratah Super Battery, projekt o mocy 850 MW i 1680 MWh, który będzie działał jak gigantyczny „amortyzator” dla systemu, umożliwiając istniejącym liniom prowadzącym do dużych ośrodków obciążenia, takich jak Sydney i Newcastle, działanie z pełną wydajnością.
Jednak Transgrid opracowuje również rozwiązania akumulatorowe rozwiązujące problemy pojawiające się na północy, południu i zachodzie stanu. Prowadzi również próby w akumulatorze Wallgrove w zachodnim Sydney, aby uzyskać „syntetyczną bezwładność”.
Twierdzi, że martwi się o „bezpieczeństwo systemu”, które odnosi się do tak zwanego „bicia serca” sieci oraz bezwładności i siły systemu, które są kluczowe dla utrzymania świateł włączonych. Ponownie, prawdopodobnym rozwiązaniem jest magazynowanie energii w akumulatorach i falowniki tworzące sieć, ale ponownie wymaga to zmian w systemie regulacyjnym i operacyjnym.
„Te niedobory (bezwładności i wytrzymałości systemu) oraz problemy z napięciem będą musiały zostać złagodzone przed uruchomieniem sieci
„Zbliża się 100% natychmiastowej energii odnawialnej, aby system mógł nadal działać w ramach bezpiecznego zakresu operacyjnego” – czytamy w raporcie.
Nawet jeśli problem zostanie rozwiązany, nasza sieć odnawialnych źródeł energii nadal będzie charakteryzować się wyższym wskaźnikiem wahań napięcia i nowymi zjawiskami, w tym niską mocą systemu, niewielkimi oscylacjami sygnału i harmonicznymi, które również będą wymagały szybkiej reakcji.
„Operatorzy w pomieszczeniach kontrolnych będą potrzebować zaawansowanych narzędzi, które umożliwią im całodobową świadomość sytuacyjną i szybkie działanie, aby utrzymać stabilność sieci”.
Są one podobne do niektórych kwestii poruszonych w najnowszej mapie drogowej Australijskiego Operatora Rynku Energii, w której określono kwestie technologiczne, które należy rozwiązać w sytuacji, gdy główna sieć energetyczna kraju zbliża się do czasów, gdy energia wiatrowa i słoneczna będą mogły – przynajmniej w teorii – zaspokoić wszystkie potrzeby rynku.
Jednak szybkość zmian technologicznych i sposobu myślenia o sieciach energetycznych została podkreślona w podsumowaniu Transgrid dotyczącym zmian, które zaszły w ciągu ostatniego roku od ostatniego raportu TAPR.
Transgrid obniżył swoje prognozy minimalnego zapotrzebowania na najbliższą i średnią metę, podwyższył swoje szacunki dotyczące instalacji solarnych na dachach i ładowania pojazdów elektrycznych, a także szacunki dotyczące nowego obciążenia centrów danych w ciągu najbliższej dekady.
Ulga termomodernizacyjna to forma wsparcia finansowego dla osób fizycznych, które inwestują w poprawę efektywności energetycznej swoich domów. Pozwala ona na odliczenie wydatków poniesionych na termomodernizację budynku od podatku dochodowego.
Głównymi beneficjentami ulgi są właściciele lub współwłaściciele domów jednorodzinnych, a także tych w zabudowie szeregowej lub bliźniaczej. Obejmuje ona osoby fizyczne, które podejmują wydatki na termomodernizację swoich nieruchomości.
Aby skorzystać z ulgi termomodernizacyjnej, należy spełnić kilka warunków. Przede wszystkim, magazyn energii musi być częścią instalacji fotowoltaicznej o mocy co najmniej 2 kWp. Samo magazynowanie energii nie jest bezpośrednio objęte ulgą, jednak w interpretacji Krajowej Izby Skarbowej, może zostać na nią wciągnięte.
Ubiegając się o możliwość odliczenia inwestycji od podatku dochodowego, należy również zgromadzić faktury potwierdzające zakupy i wykonane prace. Mogą to być dokumenty potwierdzające nabycie akumulatorów, falownika DC/AC, okablowania, elementów montażowych, itp.
Aby skorzystać z ulgi termomodernizacyjnej, należy zgromadzić kilka dokumentów. Przede wszystkim, faktury potwierdzające zakupy i wykonane prace. Mogą to być dokumenty potwierdzające nabycie akumulatorów, falownika DC/AC, okablowania, elementów montażowych, itp.
Ponadto, należy dołączyć Deklarację Zgłoszenia Instalacji Wytwórczej (w przypadku instalacji o mocy do 30 kWp), protokół odbioru instalacji fotowoltaicznej oraz kartę charakterystyki magazynu energii (zawierającą informacje o jego parametrach technicznych).
Ulga termomodernizacyjna może przynieść kilka korzyści. Przede wszystkim, pozwala na odliczenie wydatków poniesionych na termomodernizację budynku od podatku dochodowego. Może to być znacząca oszczędność dla osób fizycznych, które inwestują w poprawę efektywności energetycznej swoich domów.
Ponadto, ulga termomodernizacyjna może przyczynić się do zwiększenia popularności magazynów energii wśród osób korzystających z paneli fotowoltaicznych. Jest to nowoczesne i przyszłościowe rozwiązanie, które podnosi wartość nieruchomości oraz daje poczucie bezpieczeństwa na niepewne czasy.
Narodowe Centrum Badań i Rozwoju (NCBR) ogłosiło konkurs na projekty w ramach programu "Nowe technologie w zakresie energii", który ma na celu wspieranie rozwoju nowych technologii w dziedzinie energii. Konkurs jest skierowany do konsorcjów składających się z przedsiębiorstw i jednostek naukowych, które planują realizację projektów o dużym potencjale innowacyjnym i wysokim stopniu zaawansowania technologii.
Celem programu "Nowe technologie w zakresie energii" jest wspieranie rozwoju nowych technologii w dziedzinie energii, które mogą przyczynić się do osiągnięcia neutralności klimatycznej Polski. Program ma na celu wspieranie projektów, które mogą zwiększyć bezpieczeństwo energetyczne kraju i zwiększyć konkurencyjność polskiej gospodarki.
Program "Nowe technologie w zakresie energii" obejmuje dwa obszary tematyczne:
Konkurs jest otwarty dla konsorcjów składających się z maksymalnie 5 podmiotów: przedsiębiorstw i jednostek naukowych. Liderem konsorcjum musi być przedsiębiorstwo.
Łączna pula środków na wsparcie projektów w ramach programu "Nowe technologie w zakresie energii" wynosi 400 mln zł. Z tej puli 200 mln zł przeznaczono na energetykę wiatrową na lądzie i na morzu, a drugie tyle na geotermię.
Wnioski o dofinansowanie można składać od 16 września 2024 r. do 15 listopada 2024 r. (do godz. 16.00) za pośrednictwem systemu elektronicznego LSI.
Czas na realizację projektu wynosi maksymalnie 60 miesięcy, z podziałem na dwie fazy: 24 miesiące dla fazy I i 36 miesięcy dla fazy II.
Więcej informacji na temat konkursu można znaleźć na stronie www.gov.pl/web/ncbr/nowe-technologie-w-zakresie-energii-iii-konkurs.
