System ciepłowniczy z pompami ciepła i magazynem ciepła zasilany z instalacji PV

Poniższy artykuł powstał na podstawie raportu: Rekomendacja Wykonawcy – dobre praktyki transformacji systemu ciepłowniczego w kierunku OZE. Innowacyjny system ciepłowniczy oparty o pompy ciepła i sezonowe magazyny ciepła zasilany z instalacji PV [1], powstałego w ramach przedsięwzięcia nr 72/21/PU i konkursu Narodowego Centrum Badań i Rozwoju pt. Ciepłownia Przyszłości, czyli system ciepłowniczy z OZE. Rekomendacja Wykonawcy jest obowiązkowym elementem tego konkursu i została opracowana przez zespół ekspertów konsorcjum utworzonego przez Instytut Badań Stosowanych Politechniki Warszawskiej, Politechnikę Krakowską im. Tadeusza Kościuszki w Krakowie oraz FHU Urządzenia Chłodnicze Marek Czamara z Limanowej. Prace zostały sfinansowane w ramach zamówienia współfinansowanego ze środków Europejskiego Funduszu Rozwoju Regionalnego w ramach poddziałania 4.1.3 Innowacyjne metody zarządzania badaniami Programu Operacyjnego Inteligentny Rozwój 2014–2020, w ramach projektu pn. Podniesienie poziomu innowacyjności gospodarki poprzez wdrożenie nowego modelu finansowania przełomowych projektów badawczych zgodnie z umową z 12 kwietnia 2017 r. nr POIR.04.01.03-00-0001/16.

Raport [1] zawiera wyniki analiz budowy systemu dostarczającego ciepło do 10 budynków mieszkalnych – z sieci ciepłowniczej zasilanej pompami ciepła pozyskującymi energię z instalacji PV, z sezonowym magazynowaniem ciepła. Zadaniem systemu jest dostarczenie nie mniej niż 80% ciepła z OZE. Jego główne składniki to: instalacja fotowoltaiczna wytwarzająca energię elektryczną, pompy ciepła zasilane z instalacji PV, kocioł elektryczny oraz sezonowy magazyn ciepła. Analizom poddano m.in. wielkości poszczególnych urządzeń oraz ich charakterystyki. Cały układ pracuje w optymalnych warunkach dzięki zaawansowanym algorytmom sterowania. Prace badawcze obejmowały bowiem także opracowanie sposobu zarządzania systemem i wykorzystano w nich doświadczenie w zakresie budowy układów OZE firmy FHU Urządzenia Chłodnicze Marek Czamara i wiedzę z zakresu modelowania matematycznego, optymalizacji, ciepłownictwa i nowoczesnych systemów energetycznych Politechniki Krakowskiej oraz Instytutu Badań Stosowanych Politechniki Warszawskiej. Efektem prac jest projekt nowoczesnej instalacji dostarczającej ciepło OZE w sposób bezpieczny – czyli niezależny od dostaw paliw (w tym z zagranicy) oraz cen uprawnień do emisji CO₂.

Zespół miał za zadanie opracowanie technologii stabilnej produkcji ciepła ze źródeł odnawialnych w wysokości powyżej 80% rocznie na potrzeby lokalnej społeczności, z uwzględnieniem miejscowych uwarunkowań klimatycznych i technicznych. Warunki klimatyczne w Polsce mają dużą dynamikę zmian w ciągu roku i doby, co wpływa zarówno na potrzeby grzewcze, jak i produkcję energii odnawialnej. Podaż energii ze źródeł odnawialnych przesunięta jest w czasie w stosunku do popytu. Zapotrzebowanie na ciepło w warunkach polskich występuje głównie w miesiącach jesiennych i zimowych. Ponadto działające systemy ciepłownicze projektowane były do współpracy z konwencjonalnymi źródłami ciepła, tj. pozwalającymi na ich zasilanie ciepłem wysokotemperaturowym. Natomiast źródła energii odnawialnej wysoką sprawność osiągają we współpracy z odbiornikami niskotemperaturowymi. Występuje też duża zmienność wartości współczynnika wykorzystania mocy znamionowej CF dla źródeł OZE w warunkach polskich w okresach dobowych i miesięcznych. Wyraźna jest wyższa wartość współczynnika CF w miesiącach zimowych dla turbiny wiatrowej oraz niższe wartości w okresie letnim, a także wyższe wartości współczynnika CF dla miesięcy letnich w przypadku paneli PV i niższe w okresie zimowym.

Główne wyzwania technologiczne to: niedopasowanie czasowe podaży energii ze źródeł OZE z popytem na tę energię; preferowana wysoka temperatura w istniejących systemach ciepłowniczych, a także ograniczona podaż terenu pod instalacje OZE w warunkach miejskich. Z tych powodów przeprowadzono szereg analiz dla zmiennych konfiguracji różnych instalacji oraz parametrów konstrukcyjnych i operacyjnych w odniesieniu do paneli PV, pomp ciepła oraz magazynów ciepła. Wynikiem prac jest zaproponowana konfiguracja oraz parametry komponentów wchodzących w jej skład. Ważnym efektem jest także sposób sterowania instalacją w reakcji na bieżące, zmienne warunki klimatyczne i zapotrzebowanie odbiorcy na ciepło.

Przeczytaj też: Polską infrastrukturę ciepłowniczą czeka modernizacja pomimo pandemii

Istniejący system ciepłowniczy i główne założenia projektu

System ciepłowniczy Skierniewic zasilany jest z centralnego źródła ciepła wyposażonego w cztery kotły typu WR opalane węglem kamiennym, z możliwością współspalania biomasy. Energia cieplna ma też pochodzić z gazowego układu kogeneracyjnego z silnikami tłokowymi o łącznej mocy elektrycznej ok. 8 MWe i ok. 8 MWt ciepła z układu odzysku ciepła. Energetyka Cieplna w Skierniewicach współpracowała również z Krajową Agencją Poszanowania Energii S.A. w ramach programu ELENA obejmującego komplet usług poprzedzających inwestycję w kocioł biomasowy z nowatorskim układem odzysku ciepła. Obecnie system ciepłowniczy zasilany jest z sieci ciepłowniczej wysokoparametrowej, w której temperatura zasilania w warunkach obliczeniowych wynosi 115/80°C, a w okresie letnim 65/40°C.

Projekt budowy demonstratora polega na wydzieleniu istniejącego węzła grupowego i budowie źródła ciepła zasilającego wybraną grupę budynków. System dystrybucji ciepła ma korzystać z istniejącej infrastruktury. Projekt zakłada budowę systemu ciepłowniczego niskotemperaturowego (około 65°C). Taka temperatura pozwala w łatwy technicznie sposób zaopatrywać budynki w ciepłą wodę użytkową i stosować jednostopniowe pompy ciepła, dzięki czemu uzyskuje się wysokie wskaźniki COP. Jest to projekt demonstracyjny, dlatego obejmuje tylko dziewięć budynków (oddanych do użytku przed 2014 r.) zasilanych z węzła grupowego w budynku kotłowni przy ul. Sobieskiego 13 oraz jeden budynek (Sobieskiego 13a) zasilany bezpośrednio z sieci ciepłowniczej wysokoparametrowej. Łączna powierzchnia mieszkalna tych budynków to 14 410 m², a użytkowa 1489 m² – razem 15 899 m². Ponieważ praca instalacji c.o. w tych budynkach musi być przystosowana do niskich parametrów, zakłada się wymianę grzejników w ogrzewanych pomieszczeniach, tak aby zapewniały one komfort przy zasilaniu wodą grzewczą o temperaturze ok. 60°C. Niskoparametrowy system ciepłowniczy rozprowadzający ciepło z węzła grupowego do budynków jest dwururowy. Instalacje odbiorcze w budynkach zasilane będą bezpośrednio z sieci niskoparametrowej poprzez układ regulacji. Zapewnienie c.w.u. wymaga w każdym z budynków węzła i temperatury zasilania nie mniejszej niż 60°C. Projekt przewiduje przeróbkę instalacji odbiorczej c.o. bez ingerencji w instalację odbiorczą c.w.u.

Montaż pomp ciepła przewidziano w pomieszczeniu węzła grupowego w dawnej kotłowni węglowej zasilającej budynki. Pomieszczenie jest na tyle duże, że umożliwia lokalizację wszystkich przewidzianych urządzeń. Dla zwiększenia bezpieczeństwa odbiorców pozostawione zostanie połączenie z miejskim systemem ciepłowniczym. Układy PV oraz magazyny ciepła będą zupełnie nowymi instalacjami, niewykorzystującymi istniejącej infrastruktury. Zastosowanie odwiertów w ziemi na głębokości ok. 150 m pozwoli uzyskać stałą temperaturę dolnego źródła ciepła – na poziomie kilkunastu stopni. Rozwiązanie takie zapewni stałą wydajność (COP) pomp ciepła, niezależną od temperatur zewnętrznych.

Opis technologii

Konsorcjum opracowało innowacyjny system ciepłowniczy z udziałem 85,89% energii ze źródeł odnawialnych, oparty na gruntowych pompach ciepła i sezonowych magazynach ciepła, zasilany z instalacji PV. Koncepcja systemu zakłada, że instalacje PV w okresie dobrego nasłonecznienia zasilają pompy ciepła, te wytwarzają ciepło na potrzeby c.w.u., a nadwyżki ciepła kierowane są do magazynu ciepła – do czasu osiągnięcia w nim temperatury ok. 60°C. Kolejnym ważnym założeniem jest kierowanie nadwyżek energii elektrycznej z instalacji PV do produkcji ciepła przez kocioł elektryczny, tak aby naładować magazyn ciepła przed sezonem grzewczym do temperatury 90°C. Pompy ciepła przetwarzają ciepło niskotemperaturowe pozyskiwane z odwiertów o głębokości 100–150 m na ciepło o temperaturze uzasadniającej wprowadzenie go do niskotemperaturowego systemu ciepłowniczego. Instalacja PV większość energii generuje w okresie letnim, przy niskim zapotrzebowaniu systemu ciepłowniczego (tylko na c.w.u.). Konieczne jest zatem „przeniesienie” znacznej części energii z okresu letniego na zimowy do zasilania instalacji c.o. Umożliwią to sezonowe magazyny wodne o konstrukcji wielokomorowej gromadzące gorącą wodę na potrzeby c.o. Konstrukcja magazynów wielokomorowych pozwala unikać problemów eksploatacyjnych związanych ze stratyfikacją w magazynie lub jej brakiem. Każdy magazyn ma pewne straty, będą je mieć także te zastosowane w projekcie, ale większość w wyniku wymiany ciepła między warstwami, a nie tylko na zewnątrz. Jedynym nośnikiem zasilającym cały system jest energia elektryczna.

Instalacje fotowoltaiczne zostały zaplanowane na dachach poszczególnych budynków z kątem nachylenia 15° (369,7 kWp) oraz na konstrukcji naziemnej (230,6 kWp). Każda instalacja ma swój inwerter. Układy tworzą moduły monokrystaliczne o maksymalnej mocy jednostkowej 535 W i maksymalnej sprawności 20,8%. Łączna liczba 1121 modułów daje znamionową moc 600,3 kWp. Realna łączna produkcja energii elektrycznej wyniesie w ciągu roku ponad 600 MWh. W sezonie letnim nadwyżka energii elektrycznej kierowana będzie do sezonowego magazynu energii (poprzez produkcję ciepła w pompach ciepła i w kotle elektrycznym) i regeneracji gruntu z odwiertami. W okresie niskiego nasłonecznienia system będzie zasilany energią elektryczną z sieci, w większości ze świadectwem produkcji z OZE.

Projekt przewiduje instalację dwóch gruntowych pomp ciepła o łącznej mocy ok. 1000 kW (730 i 300 kW) oraz wykonanie 80 pionowych odwiertów o głębokości 150 m każdy i ich równomiernego rozproszenia w kształcie walca. Maksymalna możliwa do uzyskania z odwiertów energia wynosi 1382 MWh/rok. Przed określeniem liczby oraz długości odwiertów należy przeprowadzić test reakcji termicznej (TRT). Umożliwi to optymalne dostosowanie mocy dolnego źródła do wymagań systemu. Zastosowanie dwóch niezależnych pomp ciepła zapewni ciągłość pracy systemu. Ciepło produkowane przez pompy służyć będzie przede wszystkim zaspokojeniu zapotrzebowania węzła ciepłowniczego na cele c.w.u. W okresie wiosennym pompy ciepła mogą wspomagać c.o., gdy ilość energii w magazynie będzie niska. Czynnik grzewczy z pomp ciepła trafiający do węzła ciepłowniczego nagrzewany będzie do temperatury maks. 65°C, natomiast w okresie letnim, przy dobrym nasłonecznieniu pompy ciepła będą też cyklicznie ładować magazyn ciepła do temperatury ok. 63°C. Praca z wykorzystaniem wymienników gruntowych będzie naprzemienna z magazynami ciepła, tak aby nie doprowadzić do ich nadmiernej eksploatacji i wychłodzenia. W tym czasie duże ilości energii z PV zapewnią też pracę kotłów elektrycznych, podgrzewających wodę w magazynie w wyższym zakresie temperatur, aż do osiągnięcia 90°C przed sezonem grzewczym. Kotły elektryczne nie będą pracowały w sezonie grzewczym.

Sezonowy wodny magazyn energii będzie się składał z ośmiu podziemnych wielokomorowych magazynów o pojemności 1000 m³ każdy – łącznie 8000 m³. W sezonie letnim woda będzie w nich nagrzewana do temperatury maks. 90°C. Zbiorniki wielokomorowe zostaną zaizolowane w celu ograniczenia strat ciepła do gruntu. Maksymalna ilość zgromadzonej energii sięgnie 762 MWh i po uwzględnieniu założonych strat na poziomie 30% da to 541 MWh energii cieplnej do wykorzystania na potrzeby zasilania układu c.o. w sezonie grzewczym. Zbiorniki wielokomorowe ładowane będą przy wykorzystaniu energii pochodzącej z instalacji PV, czyli z energii odnawialnej, przez pompy ciepła do temperatury ok. 63°C, a następnie przez kotły elektryczne do temperatury 90°C – takie rozwiązanie jest technicznie możliwe także dzięki stratyfikacji w zbiornikach wielokomorowych. Stratyfikacja umożliwia też długi okres dostępu do zasobów wody o wysokiej temperaturze na potrzeby c.o. Budowa podziemnego sezonowego magazynu energii o takiej pojemności wymaga dysponowania terenem zielonym lub parkingiem o dużej powierzchni, na którym możliwe będzie zakopanie zbiorników (później teren może być normalnie użytkowany).

Analiza kosztów LCOH

Do modelowania zastosowano obligatoryjne w konkursie oprogramowanie TRNSYS, umożliwiające przeprowadzenie obliczeń charakteryzujących się dużą dokładnością, sprawdzenie różnych scenariuszy przy użyciu rzeczywistych danych pomiarowych, a także zmianę elementów składowych instalacji i optymalizację parametrów jej pracy. W konkursie tym jakość modelu miała istotny wpływ na pozostałe wyniki, np. wartość LCOH, czyli rozłożony koszt ciepła, który pokazuje uśredniony koszt przypadający na jednostkę ciepła ponoszony w całym cyklu życia źródła ciepła. Zawiera on nakłady inwestycyjne, koszty kapitałowe, prognozowane koszty zmienne, w tym koszty paliw.

Analiza kosztów LCOH została wykonana zgodnie z wytycznymi konkursu NCBR. Całość nakładów inwestycyjnych została oszacowana zgodnie z najlepszą dostępną wiedzą. Wycenę ważniejszych elementów systemu, takich jak pompy ciepła, przeprowadzono w oparciu o wstępne oferty pozyskane od dostawców (ceny aktualne w 2021 r.). Na rys. 2 przedstawiono strukturę kosztów inwestycyjnych.

Odrębną część stanowią nakłady operacyjne. Ich głównymi składowymi są: naprawy i remonty, koszty nośników energii, koszty obsługi i serwisu. Prognozy kosztów napraw i remontów wykonano w oparciu o typowe wartości procentowe odniesione do oszacowanych elementów inwestycyjnych. Koszty obsługi systemu zostały oszacowane ryczałtowo jako wartość roczna. Zgodnie z zasadami konkursu obowiązkowe jest zapewnienie serwisu gwarancyjnego instalacji przez 2 lata prowadzenia badań, dlatego koszty utrzymania i prowadzenia instalacji przez dwa pierwsze lata zostały wliczone do kosztów inwestycyjnych. W latach 3–25 eksploatacji przyjęto ryczałtową stawkę za serwis instalacji. Rozkład w czasie kosztów operacyjnych przedstawiono na rys. 3.

LCOH to suma kosztów zdyskontowanych z całego okresu życia inwestycji w podziale na koszty inwestycyjne i koszty operacyjne. Około ¾ kosztów LCOH to koszty inwestycyjne, tym samym bardzo ważna jest ich optymalizacja. Warunki konkursu były „wyśrubowane”, dlatego koszty inwestycyjne nie są optymalne, m.in. z uwagi na konieczność spełnienia bardzo konkretnych warunków co do wieku budynków, wielkości instalacji czy nawet stosunku powierzchni całkowitej do mieszkalnej. To spowodowało, że lokalizacja demonstratora nie została dobrana w sposób optymalny pod względem kosztów. Koszt samego magazynu stanowi ok. 40% wartości inwestycji, a wpłynęła na to minimalna wielkość energii z OZE, jaka musi być pozyskana w tym systemie. Jej obniżenie może bardzo pozytywnie wpłynąć na koszty ciepła. Konieczność spełnienia warunku 80% ciepła z OZE powoduje, że większość ciepła musi być pokrywana z drogiej inwestycyjnie instalacji. Analizy ekonomiczne wykazują, że kluczem do rentowności inwestycji wysokokapitałowych jest duży stopień wykorzystania majątku. W związku z tym dodanie rozwiązań szczytowych, np. dosilanie w szczytach zapotrzebowania z istniejącej sieci ciepłowniczej (co zostało zabronione w regulaminie konkursu), może obniżyć LCOH dla ciepła z takiego systemu ciepłowniczego.

Autorzy raportu wyliczyli wartość LCOH na 206,44 zł/GJ i wzięli pod uwagę korektę założeń ekonomicznych, co dało LCOH = 212,85 zł/GJ.

Bariery prawne i formalne

W projekcie zidentyfikowano następujące główne bariery prawno-administracyjne:

• prawa własności w kontekście budowy instalacji PV;
• prawa własności gruntów, na których realizowane mają być odwierty stanowiące dolne źródło ciepła dla pompy ciepła;
• możliwości wyprowadzenia mocy elektrycznej do sieci elektroenergetycznej – ograniczenia wynikające z możliwości przyłączenia instalacji wytwórczej do sieci;
• wymagania wynikające z miejscowych planów zagospodarowania przestrzennego, które mogą wprowadzać ograniczenia dotyczące np. maksymalnej dopuszczalnej mocy instalacji PV lub niektórych technologii, np. turbin wiatrowych;
• długotrwałe procedury oraz możliwość wielokrotnego ich blokowania przez strony uczestniczące w postępowaniach (właściciele gruntów);
• uzyskanie pozwoleń budowlanych niezbędnych do realizacji inwestycji;
• obowiązek uwzględnienia przez inwestora wymagań z zakresu ustawy o ochronie środowiska na obszarze prowadzonych prac;
• obowiązek uwzględnienia przez inwestora wymagań z zakresu ustawy o ochronie zabytków i opiece nad zabytkami na obszarze prowadzonych prac;
• obowiązek uwzględnienia przez inwestora wymagań z zakresu ustawy Prawo geologiczne i górnicze na obszarze prowadzonych prac;
• zgoda zarządcy infrastruktury komunalnej (ciepłowniczej) na wydzielenie części sieci w celu jej wykorzystania w projektowanym systemie.

Istotnym elementem mogącym utrudniać budowę są zapisy miejscowych planów zagospodarowania. Kilka lat temu moce PV na poziomie 100 kW uważano za duże instalacje. Obecnie są one instalacjami relatywnie niedużymi, niemającymi wpływu na mieszkańców. Zapisy ograniczające wielkość instalacji mogą się jednak znaleźć w wielu planach.

Skalowalność i replikowalność

Zaproponowane rozwiązanie jest skalowalne w szerokim zakresie mocy, gdyż główne komponenty instalacji mają budowę modułową. Elementem newralgicznym są lokalizacje w zabudowie miejskiej, jednak powierzchnia wymagana do zabudowy instalacji PV przy jej posadowieniu na dachach jest wystarczająca lub prawie wystarczająca w stosunku do potrzeb instalacji wytwarzania ciepła, jeżeli liczba kondygnacji w budynku nie przekracza 4–6. Także wymagana powierzchnia pod odwierty jest wystarczająca w przypadku istnienia terenów zielonych wokół budynków wielorodzinnych o wymaganej przepisami intensywności. Technologia ta jest przeznaczona dla zabudowy wielorodzinnej. Stosunkowo niewielkie różnice klimatyczne występujące na obszarze kraju sprawiają, że nie ma przeszkód w zastosowaniu jej w innych lokalizacjach w Polsce.

W celu jej poprawnego wdrożenia spełnione powinny być jednak następujące warunki:

1. Intensywność zabudowy nie powinna przekraczać wartości progowej równej 1. Im wyższa intensywność zabudowy, tym wyższa wartość relacji pomiędzy zapotrzebowaniem energetycznym odbiorców a dostępnością terenu pod zabudowę układów wytwórczych (instalacje PV) oraz instalacji przetwarzania i magazynowania energii.

2. Wskaźnik powierzchni użytkowej do powierzchni dachów nie powinien być większy od 2,5–3. W przypadku większych wartości tego wskaźnika powierzchnia dachu będzie niewystarczająca dla zaspokojenia potrzeb energetycznych mieszkańców.

3. Dachy budynków, dla których budowany jest system, nie mogą być zacieniane przez drzewa lub inne obiekty.

4. Warunki gruntowe na terenach zielonych budynków, dla których technologia jest projektowana, muszą pozwalać na magazynowanie ciepła w gruncie, tj. niedopuszczalne jest istnienie ruchów wód gruntowych wyprowadzających zgromadzone ciepło poza strefę magazynowania.

Główne ograniczenia techniczne skalowalności i replikowalności tej technologii to:

1. Temperatura zasilania odbiorców ciepła – korzystniej jest z punktu widzenia sprawności systemu, aby temperatura ta w warunkach obliczeniowych nie przekraczała 60°C.

2. Konieczność zapewnienia odpowiednich warunków zasilania instalacji z sieci elektroenergetycznej. Musi istnieć możliwość wyprowadzenia mocy do sieci z instalacji fotowoltaicznej, jak i poboru energii z sieci w okresach braku jej podaży z PV – o co najmniej takiej samej mocy. W zależności od lokalizacji moc ta może się wahać od kilkuset kW do nawet kilku MW.

3. Zapewnienie pomieszczenia technicznego umożliwiającego montaż wybranych komponentów systemu, jak np. pompy ciepła.

Bezpieczeństwo dostaw ciepła

Podaż ciepła z OZE (zwłaszcza w oparciu o PV) do systemów ciepłowniczych nie jest do końca przewidywalna i wymaga zastosowania rozwiązań awaryjnych. Zgodnie z założeniami projektu ciepło z sieci ciepłowniczej w czasie normalnej eksploatacji nie będzie wykorzystywane. Jest to tylko rozwiązanie przewidziane na wypadek występowania stanów awaryjnych lub związanych ze skrajnie niekorzystnymi długotrwałymi warunkami atmosferycznymi. Dzięki magazynom ciepła bezpieczeństwo systemu jest zwiększone, ponieważ dolne źródło pomp ciepła (odwierty pionowe) zostaje odciążone, a jego eksploatacja jest wolniejsza. W projekcie przewidziane jest również zasilanie energią elektryczną z sieci energetycznej, dzięki czemu praca pomp ciepła może przebiegać stabilnie. W przypadku wystąpienia niekorzystnych warunków (zwiększone zapotrzebowanie na ciepło, brak energii cieplnej w magazynie, bardzo niska temperatura zewnętrzna) praca pompy nie zostaje zakłócona. Dodatkowo instalacje te mogą być wbudowane w istniejącą infrastrukturę ciepłowniczą (jak zaproponowana instalacja). W przypadku awarii sieci elektroenergetycznej lub uszkodzenia demonstratora można zasilić się ciepłem systemowym.

Podsumowanie

Zaproponowana technologia pozwala na stabilną produkcję ciepła pochodzącego w ponad 80% ze źródeł odnawialnych na potrzeby lokalnych społeczności. W przypadku instalacji z udziałem OZE poniżej 80% koszty znacznie się obniżają, a elastyczność i replikowalność znacząco zwiększa. Technologia jest dostosowana do uwarunkowań klimatycznych i technicznych naszego kraju. Jej komercjalizacja przyczyni się m.in. do wzrostu udziału energii odnawialnej w całkowitym wykorzystaniu energii w Polsce, w szczególności w sektorze ciepłowniczym, a także do zmniejszenia wykorzystania paliw kopalnych oraz zmniejszenia emisji i tym samym jej kosztów.

Literatura

1. https://www.gov.pl/web/ncbr/cieplownia-przyszlosci-opis-programu (dostęp: 7.09.2023)

2. https://www.ure.gov.pl/pl/urzad/informacje-ogolne/aktualnosci/10201,URE-publikuje-srednie-ceny-ciepla-wytwarzanego-z-roznych-rodzajow-paliw-pierwotn.html (dostęp: 7.09.2023)

3. Joniec Waldemar, Ciepło z OZE – projekt innowacyjnej elektrociepłowni w Końskich, „Rynek Instalacyjny” 1-2/2023, https://www.rynekinstalacyjny.pl/artykul/cieplownictwo/154556,cieplo-z-oze-projekt-innowacyjnej-elektrocieplowni-w-konskich  (dostęp: 7.09.2023)

4. Joniec Waldemar, Ciepłownie przyszłości powstają już dzisiaj, „Rynek Instalacyjny” 9/2022, https://www.rynekinstalacyjny.pl/artykul/cieplownictwo/149087,cieplownie-przyszlosci-powstaja-juz-dzisiaj , (dostęp: 7.09.2023)

5. Inauguracja projektu elektrociepłowni w Sokołowie Podlaskim, https://www.rynekinstalacyjny.pl/artykul/aktualnosci/141627,inauguracja-projektu-elektrocieplowni-w-sokolowie-podlaskim  (dostęp: 7.09.2023)

6. Ciepłownia Przyszłości powstaje w Lidzbarku Warmińskim, https://www.rynekinstalacyjny.pl/artykul/aktualnosci/141074,cieplownia-przyszlosci-powstaje-w-lidzbarku-warminskim  (dostęp: 7.09.2023)

7. Raporty dobrych praktyk transformacji ciepłownictwa opublikowane przez NCBR, https://www.rynekinstalacyjny.pl/artykul/aktualnosci/150333,raporty-dobrych-praktyk-transformacji-cieplownictwa-opublikowane-przez-ncbr  (dostęp: 7.09.2023)