Mała reforma programu Czyste Powietrze. Łatwiejszy dostęp do dotacji i wyższe wsparcie na niektóre prace

Zwiększone wsparcie na termomodernizację, skrócenie wymaganego okresu własności nieruchomości i usprawnienia w dokumentacji – to tylko niektóre zmiany, które od 20 lipca br. weszły w życie w programie Czyste Powietrze. Mają one ułatwić beneficjentom dostęp do dofinansowania na wymianę nieefektywnych źródeł ciepła. Jednocześnie NFOŚiGW zapowiada dalsze zmiany w programie, m.in. bon na audyt energetyczny.

Fot. archiwum

– Zmiany w programie Czyste Powietrze mają na celu zwiększenie liczby wniosków przy zachowaniu bezpieczeństwa zarówno beneficjentów, jak i wykonawców. Chcemy, aby ten program rozwijał się jak najlepiej, ale też aby bezpieczeństwo po stronie wszystkich uczestników tego systemu było zachowane – podkreśla w rozmowie z agencją Newseria Dorota Zawadzka-Stępniak, prezes Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej.

– 31 marca 2025 roku wprowadziliśmy program po reformie i zapowiadaliśmy, że będzie cały czas ewoluował, że będą następować kolejne zmiany i będziemy się wsłuchiwać w rynek czy to wykonawczy, czy beneficjentów, czy też w apele samorządowców i NGO-sów. Dlatego zdecydowaliśmy się na dokonanie tej małej reformy – podkreśla Robert Gajda, zastępca prezesa Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. – W tej chwili chcemy ułatwić wejście beneficjentom do tego programu, ponieważ słyszeliśmy o kilku problemach.

Jedną z najważniejszych zmian jest rozszerzenie wyjątków od obowiązującej zasady posiadania nieruchomości przez co najmniej trzy lata przed złożeniem wniosku o dofinansowanie. Teraz z programu będą mogły skorzystać również osoby, które nabyły nieruchomość przez zasiedzenie, a także właściciele lub współwłaściciele nieruchomości od co najmniej roku, którzy nabyli minimum 50 proc. udziałów w drodze zakupu lub darowizny od rodziców lub dziadków. Dzięki temu wsparcie będzie mogło szybciej trafić np. do nowych właścicieli starszych domów wymagających termomodernizacji.

Beneficjenci korzystający z prefinansowania będą mieli więcej czasu na realizację prac objętych zaliczką.

– Ustandaryzowaliśmy też okres realizacji danej inwestycji przy prefinansowaniu. Jeżeli chodzi o KPO i FEnIKS, mieliśmy okres 180 dni, a w przypadku Funduszu Modernizacyjnego – 120 dni, więc zrównaliśmy ten termin do 180 dni. Czyli w sytuacjach, kiedy mamy do czynienia chociażby z warunkami pogodowymi, jak w tym roku, jest możliwość wydłużenia realizacji inwestycji ze 120 do 180 dni – tłumaczy Robert Gajda.

Kolejną zmianą, która weszła w życie 20 lipca, jest wyższe o 10 proc. dofinansowanie wybranych prac termomodernizacyjnych. Chodzi o dotacje na ocieplenie ścian i innych przegród budowlanych oraz wymianę okien, drzwi zewnętrznych i bram garażowych. Podwyżka jest odpowiedzią na wzrost kosztów realizacji inwestycji w ostatnim czasie. Zmiany nie wpływają na maksymalne kwoty dofinansowania przewidziane dla poszczególnych poziomów wsparcia.

– Ważnym elementem jest też możliwość wprowadzania wniosku bezpośrednio do generatora wniosków o dofinansowanie, czy to przez pełnomocników, czy beneficjentów. Co najważniejsze, jego wprowadzenie zakończy operator, który sprawdza, czy wniosek spełnia warunki dofinansowania. Przez to zyskujemy szybsze zajęcie się wnioskiem, nie marnujemy papieru na wypełnianie dokumentów. Każdy może z domu złożyć taki wniosek, a w sytuacji kiedy jest niepełny, dostaniemy informację od operatora, co trzeba uzupełnić – podkreśla zastępca NFOŚiGW.

Dokumenty potwierdzające trwałe odłączenie starego źródła ciepła oraz dostosowanie przewodów kominowych będą mogli wystawiać nie tylko mistrzowie kominiarscy, ale również osoby posiadające odpowiednie uprawnienia budowlane. Ma to ułatwić i przyspieszyć rozliczanie inwestycji.

Ponadto wprowadzono zmiany dotyczące wspieranych urządzeń grzewczych. Spośród elektrycznych źródeł ogrzewania po 2026 roku program będzie wspierał wyłącznie pompy ciepła.

– Do końca tego roku będzie można jeszcze finansować urządzenia elektryczne razem z pompami ciepła. Od 1 stycznia 2027 roku zostają już tylko pompy elektryczne ciepła. Inne urządzenia elektryczne nie będą dofinansowywane. Dajemy prawie pół roku okresu przejściowego, żeby beneficjenci mogli się zastanowić nad innym źródłem ciepła. Rezygnujemy z dofinansowania kotłów elektrycznych, ale ich udział w programie był na poziomie 0,4 proc., więc mówimy to o bardzo niewielkiej grupie. Skupiamy się na tych urządzeniach, które są sprawdzone i najefektywniejsze ekologicznie – tłumaczy Robert Gajda.

Ostatnia duża reforma programu zaczęła obowiązywać 31 marca 2025 roku. Warunki najwyższego dofinansowania uzależniono od kryterium dochodowego i standardu energetycznego budynku. Zaczął działać również ogólnopolski system operatorów oferujący bezpłatne wsparcie dla beneficjentów najwyższego i podwyższonego poziomu dofinansowania. Operatorzy programu bezpłatnie pomagają osobom o najniższych dochodach na ścieżce dofinansowania, realizacji przedsięwzięcia i jego rozliczenia. Jak podkreśla Robert Gajda, duża reforma efektywnie ograniczyła nadużycia i podniosła jakość dofinansowanych inwestycji, ale też wpłynęła na zmniejszenie liczby wniosków. Wprowadzono wówczas także obowiązek wykonania audytu energetycznego przed inwestycją.

– Wprowadzenie audytu energetycznego zapewnia, że dana inwestycja będzie realizowana zgodnie ze sztuką budowlaną, a nie zgodnie z tym, co zostało wykonawcy na półce – mówi zastępca prezesa NFOŚiGW.

– W następnym etapie chcemy się pochylić nad kolejnymi zmianami, również nad wprowadzeniem bonu na audyt, który zapewni finansowanie audytu energetycznego dla potencjalnych beneficjentów programu Czyste Powietrze. Chcemy zapewnić finansowanie audytu z góry, zanim potencjalny beneficjent wejdzie w program – podkreśla Dorota Zawadzka-Stępniak. – Jesteśmy gotowi z projektem tego programu, natomiast chcemy, aby był on wypracowany z samorządami, które będą naszym partnerem w tym projekcie. Potrzebujemy jeszcze chwili czasu na dialog i wypracowanie najlepszych rozwiązań. Chcemy, aby bon na audyt wszedł na pewno w tym roku, jak najszybciej, kiedy wypracujemy koncepcję z samorządami.

Obecnie na audyt energetyczny można uzyskać dofinansowanie do 100 proc. jego kosztów netto, ale nie więcej niż 1200 zł. Warunki konieczne to podsumowanie audytu sporządzone według obowiązującego w ramach programu wzoru oraz zrealizowanie prac dla wybranego wariantu (wynikającego z audytu) niepóźniej niż do dnia zakończenia realizacji wnioskowanego przedsięwzięcia.

Przedstawiciele funduszu zapowiadają dalsze prace nad zmianami w programie. Analizy dotyczą m.in. kwestii wkładu własnego beneficjentów.

– Nawet przy maksymalnym dofinansowaniu 170 tys. zł mówimy o podatku VAT na poziomie 12 tys. zł, a wiemy, że w wielu przypadkach jest to kwota zaporowa dla beneficjentów. Staramy się znaleźć dla nich źródło finansowania tego podatku VAT. Tutaj też liczymy na urzędy marszałkowskie, że wprowadzając uchwały antysmogowe, będą wspomagać takich mieszkańców – dodaje Robert Gajda.

Dzięki programowi Czyste Powietrze funkcjonującemu od 2018 roku do tej pory wymieniono ponad 603 tys. tzw. kopciuchów, których użytkowanie jest głównym powodem smogu w Polsce. Zawarto do tej pory 971 tys. umów o dofinansowanie, z czego ponad 645 tys. zakończono i wypłacono łącznie blisko 22 mld zł. W nowej odsłonie programu, która obowiązuje od 31 marca 2025 roku, przyjęto 70 tys. wniosków i podpisano 53 tys. umów o wartości 3,3 mld zł. Obecny program z budżetem 10 mld zł jest finansowany ze środków Funduszu Modernizacyjnego.

Źródło: Newseria

Od bioróżnorodności zależy ponad połowa światowej gospodarki

Globalny kryzys bioróżnorodności trwa. W najnowszym raporcie Europejska Agencja Środowiska (EEA) podaje, że 55 proc. światowego PKB zależy od usług ekosystemowych. Z kolei Światowe Forum Ekonomiczne klasyfikuje utratę bioróżnorodności i załamanie ekosystemu jako drugie co do wielkości globalne ryzyko następnych 10 lat. ONZ ustanowiła Dekadę Odtwarzania Ekosystemów, która ma zapobiec dalszej degradacji ekosystemów i ich poprawę. W działania angażują się również polskie organizacje, takie jak UNEP/GRID Warszawa.

Fot. Elżbieta Michta/Pixabay

– W tym roku mija pięciolecie Dekady Odtwarzania Ekosystemów ustanowionej przez ONZ. To globalna inicjatywa mająca na celu przeciwdziałanie postępującej degradacji ekosystemów oraz poprawienie, regenerację ekosystemów, które już uległy zdewastowaniu. Obchodzimy również pięciolecie programu Re:Generacja koordynowanego przez UNEP/GRID Warszawa – mówi agencji Newseria Magdalena Jaśkiewicz, ESG manager, koordynatorka obszaru bioróżnorodność w UNEP/GRID Warszawa.

W 2019 roku Zgromadzenie Ogólne ONZ przyjęło rezolucję ustanawiającą lata 2021–2030 jako Dekadę Odtwarzania Ekosystemów. Inicjatywa ma na celu zapobieganie, zatrzymanie i odwrócenie degradacji ekosystemów na każdym kontynencie i w oceanach. Może tym samym pośrednio pomóc w wyeliminowaniu ubóstwa, walce ze zmianami klimatu i zapobieganiu masowemu wymieraniu.

– Dekada Odtwarzania Ekosystemów jest ważna z tego względu, że globalne ocieplenie jest skorelowane z pogarszającym się stanem ekosystemów i to, co możemy zrobić, żeby ten trend odwrócić, to właśnie regeneracja środowiska naturalnego – podkreśla Magdalena Jaśkiewicz. – Według danych World Economic Forum ponad połowa globalnego PKB jest średnio lub wysoce zależna od środowiska naturalnego i usług ekosystemowych świadczonych nam przez przyrodę. Jest to właśnie istotne z punktu widzenia działań regeneracyjnych, które prowadzimy.

Europejska Agencja Środowiska (EEA) podaje, że europejska gospodarka opiera się na zasobach naturalnych. W strefie euro 72 proc. przedsiębiorstw niefinansowych, czyli około 3 mln firm, jest w krytycznym stopniu uzależnionych od usług ekosystemowych, czyli związanych z przyrodą (np. zapylania upraw przez owady, żyznych gleb, oczyszczania wody). Około 75 proc. wszystkich kredytów korporacyjnych w strefie euro jest udzielanych firmom, które są w dużym stopniu uzależnione od co najmniej jednej usługi ekosystemowej. Oznacza to, że degradacja przyrody i spadek bioróżnorodności stanowią nie tylko problem środowiskowy, ale również gospodarczy i finansowy.

– Z punktu widzenia prowadzenia biznesu niezwykle istotny jest aspekt raportowania działań na rzecz ochrony ekosystemów. Zarówno działania, które wpisują się w Dekadę Odtwarzania Ekosystemów, jak i te podejmowane przez partnerów biznesowych w programie Re:Generacja wpisują się w realizację Celów Zrównoważonego Rozwoju czy Global Biodiversity Framework. Co za tym idzie, mogą być raportowane na podstawie dyrektywy CSRD i Europejskich Standardów Raportowania Zrównoważonego Rozwoju, konkretnie ESRS E4 w zakresie wpływu na bioróżnorodność – tłumaczy Magdalena Jaśkiewicz.

The Global Biodiversity Framework, czyli Globalne Ramy dla Różnorodności Biologicznej, zostały przyjęte w trakcie COP15 w 2022 roku w Montrealu, czyli konferencji stron Konwencji o różnorodności biologicznej ONZ. Plan ten zawiera konkretne rozwiązania mające na celu powstrzymanie i odwrócenie procesu utraty przyrody, w tym objęcie ochroną 30 proc. Ziemi (lądów, obszarów przybrzeżnych i oceanów) i odtworzenie 30 proc. zdegradowanych ekosystemów do 2030 roku. Jednym z celów jest też ograniczenie prawie do zera utraty obszarów o dużym znaczeniu dla różnorodności biologicznej i integralności ekologicznej.

– Jako UNEP/GRID Warszawa w programie Re:Generacja pracujemy z partnerami biznesowymi, którzy wspierają parki narodowe, krajobrazowe, ekosystemy miejskie. Szukamy miejsc, w których pomoc jest potrzebna, i partnerów biznesowych, którzy mogą jej udzielić. Te działania w ciągu ostatnich pięciu lat często dotyczyły zdewastowanych torfowisk, łąk czy muraw, które muszą być regenerowane. Inicjatywy te zawsze są prowadzone pod okiem przyrodników na terenach, które znają, ponieważ tam pracują. Współpracujemy w tym zakresie z ekspertami lokalnymi – podkreśla przedstawicielka UNEP/GRID Warszawa.

Jak wynika z raportu GUS „Polska na drodze zrównoważonego rozwoju. Raport SDG 2025”, Polska wyróżnia się dużą bioróżnorodnością oraz licznymi obszarami i obiektami prawnie chronionymi ze względu na ich wyjątkowe wartości przyrodnicze. W kraju znajdują się 23 parki narodowe, 1580 rezerwatów przyrody, 126 parków krajobrazowych, 394 obszary chronionego krajobrazu, około 8 tys. użytków ekologicznych i ponad 35 tys. pomników przyrody. Łącznie w 2024 roku obszary chronione stanowiły 32 proc. powierzchni kraju, czyli ok. 10 mln ha. Większość z nich należy do Europejskiej Sieci Ekologicznej Natura 2000, która obejmuje blisko 20 proc. powierzchni lądowej kraju, nieco powyżej średniej europejskiej (19 proc.).

Uruchomienie w 2021 roku programu Re:Generacja było odpowiedzią na ogłoszenie Dekady Odtwarzania Ekosystemów przez UNEP. W ochronę wyselekcjonowanych obszarów mogą się zaangażować instytucje publiczne, organizacje pozarządowe, firmy oraz obywatele.

– Przez kilka lat programu zrealizowaliśmy kilkadziesiąt projektów w wielu lokalizacjach i przy współpracy z wieloma partnerami, więc każdy przypadek jest trochę inny. Aby ekosystem był poddany właściwym działaniom, należy najpierw zdiagnozować jego stan – tłumaczy dr Piotr Mikołajczyk, główny specjalista w obszarze biologia, ochrona środowiska w UNEP/GRID Warszawa. – Należy się zorientować, dlaczego jest cenny, czy coś mu dolega, a jeśli tak, to co to jest i jakiego typu działania są potrzebne, aby poprawić stan całego siedliska czy zamieszkujących tam gatunków roślin, zwierząt, grzybów i innych organizmów. Bez diagnozy trudno zaplanować działania oraz przedstawić właściwą ofertę i propozycję naszym partnerom biznesowym.

Jak podkreśla, ponad połowa działań dotyczyła ekosystemów torfowiskowych. Torfowiska zajmują tylko 3 proc. powierzchni Ziemi, ale jednocześnie magazynują blisko 30 proc. węgla. Świadczą przy tym wiele niezbędnych usług ekosystemowych, takich jak np. magazynowanie wody i zapobieganie powodziom oraz suszom. Bytuje w nich wiele rzadkich gatunków roślin i zwierząt.

– To ekosystemy bardzo wrażliwe na zakłócenia. W większości są już zdegradowane, więc zachowanie tego, co pozostało, w dobrym stanie lub poprawa stanu tego, co zostało zdegradowane, to jest bardzo ważny cel – podkreśla dr Piotr Mikołajczyk. – „Mekką” mokradeł w Polsce jest Biebrzański Park Narodowy, więc od kilku lat prowadzimy w nim działania, w różnych typach ekosystemów mokradłowych.

Biebrzański Park Narodowy utworzony w 1993 roku jest obecnie największym spośród 23 wszystkich parków narodowych w Polsce i jednym z większych w Europie. Celem jest ochrona rozległych torfowisk Kotliny Biebrzańskiej oraz niewielkiego fragmentu Wzgórz Sokólskich o łącznej powierzchni 59 223 ha. W ramach programu Re:Generacja ochrona torfowisk jest realizowana także m.in. w Kampinoskim Parku Narodowym oraz Słowińskim Parku Narodowym.

– Jeżeli teren jest przesuszony, należy podjąć działania, które zabezpieczają przed utratą wody, chociażby wycinanie krzewów, które łatwo porastają takie podsuszone torfowisko, zrębkowanie i wypełnianie rowów, pozostałości dawnej sieci melioracyjnej. Pod tymi rowami woda przede wszystkim jest ściągana z terenu otaczającego i ucieka poza obszar torfowiska, a chcemy ją na tym torfowisku zatrzymać – wyjaśnia ekspert UNEP/GRID Warszawa. – Dosyć częste są przypadki zmiany struktury gatunkowej lasów. Inne lasy rosną na siedliskach wilgotnych, inne na piaszczystych, w związku z tym jeżeli skład gatunkowy drzewostanów poprzez wcześniejszą działalność gospodarczą jest niewłaściwy, parki narodowe prowadzą działania związane z jego zmianą. I to jest przykład ze Słowińskiego Parku Narodowego, czyli jednego z dwóch nadmorskich polskich parków narodowych.

W Karkonoskim Parku Narodowym z kolei działania dotyczą nie tylko ochrony siedlisk mokradłowych, ale też wzmocnienia infrastruktury turystycznej. Karkonosze należą do obszarów szczególnie narażonych na skutki intensywnego ruchu turystycznego. Tamtejszy park narodowy co roku odwiedza ponad 2 mln osób. Aby chronić cenne siedliska, podejmuje działania prowadzące do kanalizowania ruchu turystycznego.

– Ruch turystyczny potrafi dokonać sporych zniszczeń. To duża liczba osób, które mogą rozdeptywać czy ugniatać glebę, wtedy woda spływa po stoku w sposób nieprawidłowy, więc powinna być zbudowana specjalna drobna infrastruktura w postaci kładek, którymi turysta wygodnie się przemieszcza, natomiast cały spływ wody i ekosystemy torfowiskowe działają w sposób bardziej niezakłócony. W Karkonoszach są bardzo cenne torfowiska wierzchowinowe na samej górze – wskazuje dr Piotr Mikołajczyk.

Źródło: Newseria

Energetyka w coraz większym stopniu oparta na danych

Postępująca cyfryzacja energetyki umożliwia monitorowanie sieci energetycznych i zużycia energii oraz zarządzanie tym obszarem. Choć dostępne są narzędzia, które automatyzują ten obszar, firmy rzadko z nich korzystają. Co więcej, nie zbierają i nie śledzą danych na temat zużycia energii i jej potencjalnego marnotrawstwa, a to może prowadzić do strat w postaci nie tylko nadpłat za energię, lecz także utraconych korzyści strategicznych.

Fot. Pixabay

– Jako partner software’owy i dostawca usług cyfrowych widzimy pewien trend, który nazywamy inteligentną elektryfikacją. To jest potrzeba zastosowania produktów i rozwiązań cyfrowych, które usprawnią efektywność energetyczną systemu elektroenergetycznego. Krajobraz energetyczny się zmienia i dostrzegamy u naszych klientów potrzebę budowania nowych modeli biznesowych. Rozmawiamy z nimi i widzimy próbę dostosowania się do nowych zjawisk, jakie w sieci panują – mówi agencji Newseria Przemysław Liman, CEE & Baltics Sales Head for Digital Grid, Schneider Electric.

Raport Schneider Electric „Ślepa strefa transformacji. Jak (nie)przygotowane są polskie przedsiębiorstwa do nowej rzeczywistości energetycznej?” wskazuje, że łącznie 48 proc. polskich firm funkcjonuje bez świadomego nadzoru nad zużyciem energii. Z tego 23 proc. firm w ogóle nie śledzi swoich profili zużycia energii, a 25 proc. nie posiada żadnego systemu monitorowania energii. 22 proc. badanych nie wie natomiast, jakie ma systemy.

– Żeby dokonać digitalizacji, przede wszystkim musimy wiedzieć, czego właściwie potrzebujemy. Czyli zaczyna się od tak zwanego audytu świadomości. Musimy być świadomi, jakie kroki chcemy podjąć i jaki jest cel naszego procesu. Pierwszy poważny problem, który napotyka każdy zakład produkcyjny, to jest cyfrowa wieża Babel. Oznacza to tyle, że w zakładzie produkcyjnym mamy bardzo dużo różnych systemów, na przykład dotyczących technologii operacyjnej (OT) czy IT, które działają odizolowane od siebie – podkreśla Tomasz Sierpiński, Industrial EUs, SIs & OEMs Sales Director, Schneider Electric. – Żeby dokonać pierwszego kroku w digitalizacji, należy zsynchronizować dane i zrobić pewien standard. Każdy, kto zaczyna ten proces, napotyka na początku problem związany z niekompatybilnością danych.

Wśród firm posiadających jakiekolwiek systemy monitoringu dominują podstawowe liczniki i smart metery (20 proc.). Zaawansowane rozwiązania – takie jak systemy EMS, BMS, SCADA, IoT – wdrożyło jedynie 13–16 proc. przedsiębiorstw, a jedynie 9 proc. – monitoring w czasie rzeczywistym.

– 35 proc. firm jest na etapie zupełnie podstawowym, czyli w kontekście efektywności energetycznej ani nie mierzą, ani nie zarządzają energią. Prawie 40 proc. jest w formie pośredniej, czyli coś mierzą, ale jeszcze nie optymalizują zużycia, a zaledwie 20 proc. firm można nazwać liderami w obszarze zarządzania i efektywności energetycznej, bo zarówno mierzą, jak i optymalizują i zarządzają zużyciem energii. Niestety prawie 40 proc. naszych klientów, czy w ogóle uczestników rynku elektroenergetycznego, to są firmy bardzo pasywne, nazywają się tylko konsumentami energii elektrycznej – mówi Przemysław Liman.

Łącznie 73 proc. firm albo nie ma systemów energetycznych, które można by zintegrować z systemami operacyjnymi, albo posiada systemy działające w izolacji. Pełną integrację osiągnęło zaledwie 8,6 proc. badanych organizacji. W efekcie zarządzanie energią pozostaje peryferyjną aktywnością biznesową firmy – niewidoczną dla systemów operacyjnych i wyłączoną z procesów decyzyjnych.

To oznacza dla przedsiębiorstw realne straty – bezpośrednie i strategiczne. W tej pierwszej grupie są m.in. nadpłaty za energię, jej marnotrawstwo (w postaci m.in. urządzeń o nadmiernym poborze), utracone oszczędności, a nawet potencjalne kary. 43 proc. ankietowanych firm deklaruje, że nigdy nie śledzi zmian w polskim sektorze energetycznym lub robi to rzadko, tymczasem dyrektywa NIS2 wymaga strategii cyberbezpieczeństwa OT, CSRD rozszerza obowiązki raportowania ESG, a obowiązkowe audyty energetyczne obejmują coraz więcej przedsiębiorców. Wśród zagrożeń strategicznych eksperci wskazują fakt, że firmy, które nie zarządzają energią, mają wyższe koszty operacyjne.

– Przykładowo w energetyce zawodowej systemy klasy ADMS wspomagają zarządy spółek dystrybucyjnych w realizacji współczynników jakościowych KPI, chociażby w efekcie poprawy współczynników niezawodności SAIDI i SAIFI (dotyczących częstości przerw i długości przerw w dostawach energii elektrycznej). To jest wymierny efekt stosowania rozwiązań cyfrowych. Za tym idzie oczywiście bezpieczeństwo ekip terenowych, minimalizacja strat w systemie elektroenergetycznym – mówi Przemysław Liman. – Cyfryzacja w rozdziale energii to również tak zwane IoT, czyli internet rzeczy. To pobieranie informacji z czujników środowiskowych, takich jak np. rozdzielnice RM AirSeT czy SM AirSeT, dotyczących warunków środowiskowych, temperatury, prądów, jakości gazów czy wilgotności.

Problem w tym, że firmy nie dostrzegają jeszcze korzyści z gromadzonych danych i nie umieją ich wykorzystać w praktyce operacyjnej.

– Zakłady produkcyjne obecnie analizują bardzo wiele danych, większość z nich można potraktować jako szum informacyjny, ale kluczowa jest tutaj kontekstualizacja – mówi Tomasz Sierpiński. – Weźmy na przykład silnik w zakładzie produkcyjnym, który zużywa 50 kW energii. Jeżeli ustawimy to w kontekście i powiemy, że 50 kW energii potrzebne jest na wyprodukowanie 10 tys. produktów i nasza marża w związku z tym jest dodatnia, to ta informacja staje się bardzo ważna. Co więcej, dla jednych osób w zakładzie pewna dana będzie szumem, a dla innych będzie niezbędną informacją do prowadzenia biznesu. Musimy wziąć pod uwagę to, że dane w zakładzie produkcyjnym muszą trafiać do właściwych osób na właściwych stanowiskach.

O znaczeniu danych dużo się mówi w kontekście rozwoju narzędzi sztucznej inteligencji, które są już szeroko stosowane w zakładach produkcyjnych, m.in. w systemach utrzymania ruchu i modelach predykcyjnych.

– Jesteśmy w tym momencie w stanie przewidywać usterki w zakładach produkcyjnych, zanim się one zdarzą. Po co mamy to robić? Właśnie po to, żeby wybrać najlepszą porę na naprawę maszyny. Nie opłaca nam się jej naprawiać wtedy, gdy pracuje i przynosi nam korzyść, możemy poczekać do weekendu i w ten sposób ograniczyć straty – wskazuje ekspert Schneider Electric. – AI będzie się stawało coraz mocniejsze, więc potrzebujemy bardziej wiarygodnych danych, z wiarygodnych źródeł. Dla nas wiarygodne źródła to są systemy zarządzania energią elektryczną typu EMS czy systemy SCADA zarządzające produkcją. Na podstawie tych danych jesteśmy w stanie zbudować tzw. cyfrowe bliźniaki, które odzwierciedlają pracę fabryki.

Źródło: Newseria

Bałtyk się przegrzewa. Zakwity sinic będą coraz częściej zamykać kąpieliska

Pierwsze kąpieliska nad Bałtykiem zostały zamknięte z powodu zakwitu sinic jeszcze przed rozpoczęciem szczytu sezonu wakacyjnego. Naukowcy od lat wskazują, że ocieplanie się Morza Bałtyckiego i utrzymująca się eutrofizacja sprzyjają coraz częstszym zakwitom sinic. Według HELCOM aż 94 proc. powierzchni Bałtyku jest dotknięte eutrofizacją.

Fot. archiwum

– Sinice to bakterie, które rozwijają się w wyniku przeżyźnienia wody. Do Bałtyku trafiają substancje odżywcze, co samo w sobie brzmi pozytywnie, ale docierają ich zbyt duże ilości. W ten sposób „karmią” one sinice, które rozwijają się szczególnie intensywnie przy wysokiej temperaturze wody – mówi agencji Newseria Marcin Kotlarek, prezes Fundacji Race for the Baltic.

Eutrofizacja to proces nadmiernego użyźniania wód związkami azotu i fosforu. Substancje te trafiają do Bałtyku przede wszystkim wraz ze ściekami komunalnymi oraz spływami z terenów rolniczych. W morzu działają jak nawóz dla glonów i sinic. Ich nadmierny rozwój ogranicza dopływ światła do głębszych warstw wody, a rozkład obumarłych organizmów prowadzi do powstawania tzw. martwych stref, w których zaczyna brakować tlenu.

Bałtyk jest szczególnie podatny na ten proces. Jest morzem półzamkniętym, a pełna wymiana jego wód z Morzem Północnym trwa ok. 30 lat. Jednocześnie jest płytki – jego średnia głębokość wynosi zaledwie ok. 52 m. Do morza wpływa ok. 250 rzek, a w jego zlewni mieszka blisko 90 mln ludzi. To sprawia, że zanieczyszczenia kumulują się przez wiele lat, a poprawa stanu ekosystemu postępuje bardzo powoli. Według HELCOM aż siedem z 10 największych morskich martwych stref na świecie znajduje się właśnie w Bałtyku.

– Sinice coraz częściej wpływają na korzystanie z kąpielisk, dlatego że coraz częściej mamy bardzo ciepłe lato. Bałtyk jest drugim na świecie morzem, jeżeli chodzi o przyrost temperatury, ustępuje tylko Morzu Czarnemu, co sprzyja zakwitowi sinic – tłumaczy Marcin Kotlarek.

Morze Bałtyckie należy do akwenów szczególnie silnie odczuwających skutki zmian klimatu. Według projektu Klimada 2.0 tempo wzrostu temperatury w jego zlewni jest wyższe od średniej światowej. Jednocześnie średnia temperatura wód Bałtyku wzrosła w ciągu ostatnich ok. 30 lat o 1,5°C, czyli trzykrotnie bardziej niż średnia temperatura światowych oceanów. To tworzy coraz lepsze warunki do rozwoju sinic.

– Możemy się spodziewać coraz częstszych zakwitów sinic. Z jednej strony wynika to ze zwiększającej się temperatury powietrza, co przekłada się na wzrost temperatury wody. Drugi ważny aspekt to docierające do Bałtyku zanieczyszczenia. Od kilkudziesięciu lat do Bałtyku wpływają tysiące ton fosforu i azotu ze ścieków czy rolnictwa. Bałtyk jest bardziej nasycony tymi substancjami odżywczymi, które karmią sinice. Połączenie tych dwóch rzeczy – podwyższonej temperatury i zwiększonej zawartości fosforu i azotu – sprawia, że zakwitów sinic jest coraz więcej – ocenia prezes Fundacji Race for the Baltic.

Eksperci podkreślają, że poprawa stanu Bałtyku będzie wymagała czasu. To morze półzamknięte, dlatego skutki zanieczyszczeń utrzymują się znacznie dłużej niż w większości innych akwenów. Związki azotu i fosforu gromadzone przez dziesięciolecia nadal pozostają w jego ekosystemie i nawet po ograniczeniu dopływu biogenów ich wpływ na środowisko będzie odczuwalny jeszcze przez wiele lat.

Zakwit sinic nie zawsze oznacza obecność toksyn, jednak na podstawie samego wyglądu wody nie da się ocenić, czy jest bezpieczny. Dlatego służby sanitarne zalecają, aby nie wchodzić do wody o zmienionej barwie lub z widocznym kożuchem sinicowym.

– Sinice to bakterie, które są szkodliwe dla organizmu. Dlatego należy unikać kontaktu z wodą objętą zakwitem sinic. Dotyczy to zarówno ludzi, jak i zwierząt – zaznacza Marcin Kotlarek.

Jak podkreśla Fundacja Race for the Baltic, źródła problemu znajdują się często setki kilometrów od wybrzeża. Ograniczenie eutrofizacji wymaga dalszego ograniczania dopływu związków azotu i fosforu do Bałtyku – m.in. dzięki inwestycjom w gospodarkę ściekową, zmniejszaniu spływu biogenów z terenów rolniczych oraz ograniczaniu zanieczyszczeń trafiających do rzek. Na ten problem zwraca uwagę m.in. kampania „Widzisz sinice?”, realizowana przez Fundację Race for the Baltic w ramach projektu „Bałtyk zaczyna się na lądzie”.

Źródło: Newseria

Biogaz i biometan może zapewnić 20–40 proc. krajowego zapotrzebowania na gaz

System wsparcia dla instalacji wytwarzających biometan, mechanizm popytowy zachęcający operatorów sieci do zatłaczania zielonego gazu, zatwierdzenie Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu – to zdaniem przedstawicieli branży czynniki, które mogłyby stymulować rozwój polskiego rynku biogazu i biometanu. Rządowa strategia wskazuje na duży potencjał tych surowców, które wspólnie z innymi źródłami energii odnawialnej mogą wzmocnić krajowe bezpieczeństwo energetyczne.

Biogazownia rolnicza w Polsce Fot. PAP MediaRoom

– Potencjał biogazu i biometanu jest duży. On jest oczywiście ograniczany przez ilość odpadów, z których można je produkować. Według różnych badań mówimy jednak o potencjale 4–8 mld m3. Jeżeli więc odniesiemy to do zużycia gazu w Polsce, mówimy o 20–40 proc. jego ogólnej podaży w całej gospodarce – mówi agencji Newseria Adam Pawluć, członek zarządu Polskiej Grupy Biogazowej, jednego z największych producentów biogazu w Polsce.

Biogaz to mieszanina gazów powstająca w wyniku fermentacji beztlenowej biomasy (np. odpadów rolniczych, komunalnych, osadów ściekowych). Jest wykorzystywany bezpośrednio w kogeneracji do produkcji ciepła i energii elektrycznej. Z kolei biometan to oczyszczony biogaz, którego produkcja wymaga dodatkowej instalacji. Jak wynika z proponowanej przez rząd aktualizacji projektu Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu do 2030 roku z perspektywą do 2040 roku (KPEiK), potencjał techniczny produkcji biometanu z substratów o charakterze odpadowym wynosi 8 mld m3. Potencjał wdrożeniowy natomiast oceniany jest na 4,7 mld m3.

– Każda energia powinna spełniać trzy parametry: być zrównoważona, dostępna i zapewniać bezpieczeństwo państwa. Nie ma pojedynczego źródła wytwórczego, które gwarantuje wszystkie trzy, dlatego trzeba dążyć do odpowiedniego miksu – uważa Adam Pawluć. – Biogaz i biometan mają sens jako część większej całości: farmy fotowoltaiczne, offshore, energia jądrowa w przyszłości.

Jak wskazuje KPEiK, istotna część instalacji odnawialnych źródeł energii ulokowana jest na obszarach wiejskich, gdzie szczególne znaczenie mogą zyskiwać biogazownie produkujące energię elektryczną i ciepło na potrzeby lokalnych społeczności, w tym biogazownie szczytowe, a w kolejnych latach także biometanownie wprowadzające wzbogacony biometan do sieci gazowej. Instalacje te pozwalają na wykorzystanie pozostałości z odpadów rolniczych i rolno-spożywczych na cele energetyczne.

Jak wynika z raportu Polskiej Organizacji Biometanu „Stan i perspektywy rozwoju instalacji biometanowych w Polsce”, na koniec III kwartału 2025 roku zidentyfikowano 122 projekty inwestycyjne w biometanownie, na różnym etapie zaawansowania. Dominują wśród nich instalacje o średniej wielkości (1–5 MW), co według autorów raportu świadczy o preferencji inwestorów do projektów o umiarkowanej skali. Jedna instalacja – w Strzelinie na Dolnym Śląsku – jest już użytkowana.

Z danych przedstawianych przez KOWR wynika, że na koniec I kwartału br. w rejestrze wytwórców biogazu rolniczego wpisanych było 208 instalacji. Ich roczna wydajność to ponad 835 mln m3 biogazu rolniczego, a łączna moc zainstalowana elektryczna to 188 MW.

– Z naszej perspektywy rynek rozwija się optymalnie, mając dwie nogi. Pierwszą z nich są biogazownie zintegrowane z gospodarstwami rolnymi. Drugą są biogazownie sprofesjonalizowane, czyli większe, operowane przez profesjonalne firmy energetyczne – tłumaczy Adam Pawluć w rozmowie przeprowadzonej podczas 43. Konferencji Energetycznej EuroPOWER & OZE POWER.

Zgodnie ze zaktualizowanym projektem KPEiK moc pozyskiwana z biogazu (bez uwzględnienia biometanu) w 2030 roku według scenariusza zrównoważonej transformacji (WEM) ma wynieść 0,5 GW, co przełoży się na produkcję 2,9 TWh energii elektrycznej. W scenariuszu przyspieszonej transformacji (WAM) będzie to odpowiednio 0,5 GW i 3,1 TWh. Krajowa produkcja biometanu w 2030 roku prognozowana jest na około 0,5 mld m3 w scenariuszu WEM, natomiast wyniki scenariusza WAM wskazują na około 1 mld m3. Dalsze prognozy – do 2040 roku – mówią o wynikach odpowiednio 0,56 mld i 3,3 mld m3, w zależności od scenariusza.

– To, co dałoby silny impuls do rozwoju rynku, to system wsparcia dla większych instalacji. Druga rzecz, która zadziałała we Francji, to tzw. blending obligation, czyli mechanizm popytowy, który zachęca operatorów sieci przesyłowej czy dystrybucyjnej do zatłaczania gazu zielonego do sieci – wyjaśnia członek zarządu Polskiej Grupy Biogazowej. – Trzecim aspektem jest zatwierdzenie Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu na poziomie ogólnopolskim. Są w nim cele w zakresie produkcji biogazu i biometanu, które dałyby komfort inwestycyjny, szczególnie inwestorom zagranicznym.

Ministerstwo Klimatu i Środowiska przygotowało projekt nowelizacji ustawy o odnawialnych źródłach energii, który uwzględnia m.in. przepisy mające odblokować krajowy potencjał produkcji biometanu.

– Ustawa biometanowa reguluje kwestie związane z systemem wsparcia, natomiast jest jeszcze kilka innych rzeczy, które należałoby rozwiązać. To jest przede wszystkim ciepło spalania. W tym momencie przy wtłaczaniu biometanu do sieci jesteśmy zmuszeni mieszać go z gazami konwencjonalnymi, co trochę nie ma sensu, jeżeli produkujemy coś zielonego, żeby potem zmieszać to z klasycznym gazem kopalnym. To są dwie najistotniejsze rzeczy – podkreśla Adam Pawluć.

Nowelizacja ustawy o OZE przewiduje m.in. wprowadzenie wsparcia dla biometanu w instalacjach o mocy elektrycznej zainstalowanej większej niż 1 MW, umożliwienie lokalizowania wszystkich biogazowni rolniczych o mocy zainstalowanej elektrycznej większej niż 1 MW na podstawie uchwały rady gminy czy też liberalizację systemu aukcyjnego dla źródeł paliwowych.

– To, co jest jeszcze istotne, a dotyczy każdego dewelopera OZE, to kwestia miejscowych planów zagospodarowania przestrzennego. Bez wcześniejszego przygotowania i edukacji na poziomie gmin one mogą wykluczać dużą liczbę miejsc z rozwoju odnawialnych źródeł energii – zaznacza ekspert.

Zmiany w ustawie o OZE dotyczą jednak nie tylko biogazu i biometanu, ale również energetyki wiatrowej. To stawia pod znakiem zapytania możliwości ich przyjęcia. Wcześniejszy rządowy projekt zmian przeszedł przez Sejm i Senat, ale został zawetowany przez prezydenta Karola Nawrockiego, który podkreślił poparcie dla rozwiązań dla biogazu i biometanu, ale jednocześnie brak zgody na liberalizację zasad stawiania farm wiatrowych.

– Przepisy dotyczące biometanu są połączone w jednym dokumencie z przepisami określającymi rozwój naziemnej energetyki wiatrowej. Z tego mogą wynikać opóźnienia w procedowaniu prawa – mówi członek zarządu Polskiej Grupy Biogazowej.

Jak informuje Ministerstwo Energii, szereg ułatwień administracyjnych i technicznych dla biogazowni przewiduje nowelizacja Prawa energetycznego, którą 2 kwietnia br. podpisał prezydent. Nowe przepisy mają gwarantować większą pewność przyłączenia biogazowni do sieci i krótszy czas oczekiwania na decyzje, uprościć procedury i ograniczyć obowiązki formalne. Wzmocniona zostanie też pozycja takich instalacji w systemie – w sytuacjach kryzysowych ich działanie będzie ograniczane w ostatniej kolejności. Operatorzy sieci będą zobowiązani uwzględniać rozwój biogazowni w planach inwestycyjnych, co zwiększa realność realizacji projektów.

Źródło: Newseria