Poprawa efektywności energetycznej budynków publicznych dzięki głębokiej termomodernizacji i wykorzystaniu OZE – studium przypadku

Opis budynku i jego charakterystyka energetyczna przed termomodernizacją

Jest to budynek wolnostojący całkowicie podpiwniczony (fot. 1), wykonany w technologii tradycyjnej w 1988 roku, pełniący funkcję biurowo-administracyjną. Jego powierzchnia użytkowa wynosi 915,41 m², a kubatura 2396,8 m³. Budynek użytkowany jest głównie w godzinach 7.00–16.00, przez ok. 80 osób [1].

Dach budynku pokryty został płytami eternitowymi zawierającymi azbest. Więźba jest drewniana dwuspadowa. Ściany zewnętrzne nadziemia murowane są z gazobetonu 24 cm, bloczków wapienno-piaskowych 12 cm ze szczeliną powietrzną o łącznej grubości 42 cm i współczynniku przenikania ciepła U = 0,82 W/(m²K). Strop nad pomieszczeniami na ostatniej kondygnacji jest gęstożebrowy, o współczynniku U = 0,87 W/(m²K). Stolarka okienna i drzwiowa była w złym stanie technicznym.

Projektowe obciążenie cieplne budynku przed termomodernizacją wynosiło 82 kW. Roczne zapotrzebowanie na energię cieplną na cele grzewcze wynosiło 461,15 GJ, a z uwzględnieniem sprawności istniejącego źródła ciepła 760,58 GJ. Ciepła woda użytkowa przygotowywana była w pojemnościowych podgrzewaczach elektrycznych. Zapotrzebowanie na energię cieplną na cele c.w.u. wynosi 25,49 GJ. Całkowita sprawność instalacji c.w.u. przed modernizacją ηW,tot 0 = 0,4458.

Przed termomodernizacją budynek ogrzewany był z kotłowni węglowej. Zarówno kocioł węglowy, jak i instalacja technologiczna i osprzęt były w bardzo złym stanie technicznym (fot. 2). Średnia sprawność eksploatacyjna kotła η_H,g0 wynosiła ok. 60%. Całkowita sprawność systemu grzewczego przed modernizacją η_{H,tot 0} = 0,4896. 

Koszt produkcji 1 GJ energii cieplnej wytwarzanej w kotłowni węglowej przed modernizacją wynosił 54,17 zł/GJ, przy cenie zakupu węgla 650 zł/t. Koszt wytworzenia 1 GJ energii pierwotnej (bez sprawności kotła) wynosił 32,50 zł/GJ. Koszty stałe w kotłowni wynosiły ok. 14 525 zł/sezon. Na koszty te składały się m.in.: wynagrodzenie palacza, usługi kominiarskie, opłata za energię elektryczną pomp obiegowych, opłata za korzystanie ze środowiska.

Ponieważ współczynniki przenikania ciepła przegród budowlanych przekraczały aktualnie wymagane wartości, a budynek nie spełniał wymagań dotyczących racjonalizacji użytkowania energii, przeprowadzono jego głęboką termomodernizację. Ze względu na awaryjność kotła i stan techniczny pozostałych urządzeń technologicznych istniejącą kotłownię poddano modernizacji. Zdemontowano również awaryjne i wyeksploatowane elektryczne pojemnościowe podgrzewacze ciepłej wody w łazienkach. Poniżej opisano przyjęte i wykonane przedsięwzięcia termomodernizacyjne.

Poprawa termoizolacyjności przegród budowlanych

W budynku wykonano docieplenie ścian zewnętrznych kondygnacji nadziemnych o powierzchni 797 m² metodą BSO, warstwą styropianu o grubości 16 cm, oporze cieplnym R = 4,00 (m²K)/W i współczynniku λ = 0,04 W/(mK). W celu wyeliminowania mostków termicznych docieplono ściany piwnic i ściany fundamentowe o powierzchni 140 m² warstwą styropianu ekstrudowanego o grubości 12 cm i współczynniku λ = 0,032 W/(mK). Docieplono strop nad ostatnią kondygnacją o powierzchni 241 m² płytami styropianowymi o grubości 23 cm, oporze cieplnym R = 5,75 (m²K)/W i współczynniku λ = 0,04 W/(mK), z wykonaniem wylewki i usunięciem z dachu płyt eternitowych zawierających azbest. Wykonano nowy dach w celu zabezpieczenia nowo projektowanej izolacji cieplnej. W budynku wymienione zostały stare drzwi zewnętrzne i okna. Koszt robót budowlanych wyniósł ok. 318 400 zł. Efekt przeprowadzonej termomodernizacji bryły budynku pokazano na fot. 3.

W tabeli 1 przedstawiono współczynniki przenikania ciepła po wykonaniu docieplenia przegród zewnętrznych wraz z kosztami robót, rodzajem przyjętego materiału, jego grubością i parametrami.

Poprawa sprawności źródła ciepła i instalacji c.o.

Z uwagi na brak dostępu do sieci gazowej zamontowano pompę ciepła typu solanka/woda WPF 20 o wydajności cieplnej 21,5 kW, która pracuje w układzie biwalentnym równoległym z olejowym kotłem kondensacyjnym typu EFU C24 o mocy nominalnej 24 kW (fot. 4). Pobór energii elektrycznej przez pompę wynosi 4,54 kW, współczynnik COP = 4,66 (dla S0/W35 wg PN-EN 14511), a SCOP = 5,0 (wg PN-EN 14825). Klasa efektywności energetycznej pompy to A++.

Pompa ciepła zasilana jest poprzez wymiennik gruntowy pionowy. Obliczenia przeprowadzono, przyjmując, że wydajność dolnego źródła wynosi średnio 35 W na 1 mb. sondy gruntowej. W celu zapewnienia wymaganej mocy dolnego źródła ciepła wykonano pięć odwiertów pionowych o średnicy 40/3,0 i głębokości 100 m każdy, odstęp między sondami gruntowymi wynosi 10 m. Do wypełnienia otworów wiertniczych dobrano materiał wypełniający Thermocem o współczynniku przewodzenia ciepła λ ≈ 2,0 W/(m K). Instalację dolnego źródła wypełniono roztworem glikolu propylenowego o stężeniu odpowiadającym temperaturze krzepnięcia: –15°C.

Dla osiągnięcia optymalnej długości cyklu pracy pompy ciepła i związanego z tym lepszego wskaźnika pracy rocznej zastosowano zasobnik buforowy o pojemności 700 dm³. Zapewnia on oddzielenie hydrauliczne strumieni objętościowych w obiegu pompy ciepła i obiegu grzewczym, a tym samym bardziej wyrównaną pracę pompy ciepła w momentach, gdy jej moc grzewcza nie jest identyczna jak chwilowe zapotrzebowanie. Zapewnia także konieczny minimalny przepływ dla pompy ciepła.

Koszt produkcji 1 GJ energii cieplnej wytwarzanej w nowej kotłowni z pompą ciepła i kondensacyjnym kotłem olejowym po modernizacji wynosi 47,91 zł/GJ. Koszt wytworzenia 1 GJ energii pierwotnej (bez uwzględniania sprawności urządzeń) to 99,65 zł/GJ. Koszt stały wynosi 3650 zł. Na koszt ten składają się m.in.: serwis kotłowni, usługi kominiarskie, opłata za energię elektryczną pomp obiegowych.

Znajdująca się w budynku instalacja c.o. została wcześniej wymieniona na nową z grzejnikami członowymi aluminiowymi i zaworami termostatycznymi. Instalacja wymagała jedynie uzupełnienia brakujących zaworów termostatycznych przy grzejnikach, ponownego wyregulowania hydraulicznego oraz dodania grzejników w niektórych pomieszczeniach ze względu na zmianę parametrów pracy instalacji c.o. z 90/70°C na 55/40°C. Obniżenie parametrów pracy istniejącej instalacji wymagane było ze względu na wykonanie kotłowni z pompą ciepła i kotłem kondensacyjnym, która najefektywniej pracuje przy niskich parametrach zasilania, T_z = 35 i 45°C, a graniczną temperaturą pracy pompy ciepła jest T_z = 60°C.

Zmiana sprawności całkowitej systemu grzewczego 

Po przeprowadzeniu modernizacji źródła ciepła i instalacji c.o. poprawie uległa średnia sezonowa sprawność całkowita systemu grzewczego, która przed modernizacją wynosiła: 

gdzie: 

η_H,g0 – średnia sezonowa sprawność wytwarzania ciepła;

η_H,d0 – średnia sezonowa sprawność przesyłu ciepła; 

η_H,e0 – średnia sezonowa sprawność regulacji i wykorzystania ciepła;

η_H,s0 – średnia sezonowa sprawność akumulacji ciepła [3].

Sprawność systemu grzewczego po modernizacji przedstawia się następująco: średnia eksploatacyjna sprawność wytwarzania ciepła (wyliczona jako średnia ważona przy udziale 46% ciepła uzyskanego z pompy ciepła i średniej sprawności eksploatacyjnej η_g1COP = 3,50 oraz 54% ciepła uzyskanego z kotła olejowego kondensacyjnego przy sprawności eksploatacyjnej η_g1OL = 90%) wynosi η_g1śr = 2,08, przesyłanie ciepła η_d1 = 0,96 (bez zmiany – nowa instalacja c.o. z zaizolowanymi cieplnie przewodami), regulacja i wykorzystanie systemu grzewczego η_e1 = 0,88 (uzupełnienie brakujących przygrzejnikowych zaworów termostatycznych, wyregulowanie hydrauliczne instalacji c.o., realizowana regulacja centralna i regulacja miejscowa w źródle ciepła), akumulacja ciepła η_s1 = 0,95 (montaż zbiornika buforowego c.o. w układzie z pompą ciepła) [3]. Całkowita sprawność eksploatacyjna systemu grzewczego po wykonaniu modernizacji wynosi:

Na rys. 1 przedstawiono zestawienie średnich sezonowych sprawności systemu grzewczego przed modernizacją i po niej [1,2]. Zwiększenie sprawności systemu grzewczego poprawia efektywność energetyczną budynku.

Poprawa sprawności instalacji c.w.u. i zmniejszenie zużycia energii elektrycznej z sieci

Zaproponowano wymianę awaryjnych i wyeksploatowanych elektrycznych pojemnościowych podgrzewaczy c.w.u. na nowe przepływowe podgrzewacze elektryczne o wyższej sprawności. Koszt wymiany podgrzewaczy elektrycznych wyniósł 3000 zł. Podgrzew c.w.u. wspomagany jest za pomocą instalacji fotowoltaicznej o mocy 6,48 kWp, co pozwoli na zmniejszenie zużycia energii elektrycznej pobieranej z sieci energetycznej, a tym samym obniżenie kosztów podgrzewu c.w.u. za pomocą elektrycznych podgrzewaczy.

Zmiana sprawności całkowitej systemu c.w.u.

Po przeprowadzeniu modernizacji instalacji c.w.u. polegającej na demontażu istniejących starych i wyeksploatowanych elektrycznych podgrzewaczy i usunięciu starej instalacji poprawie uległa średnia sezonowa sprawność całkowita systemu przygotowania c.w.u., która przed modernizacją wynosiła: 

gdzie: 

η_W,g0 – średnia sezonowa sprawność wytwarzania ciepła;

η_W,s0 – średnia sezonowa sprawność akumulacji ciepła;

η_W,d0 – średnia sezonowa sprawność przesyłu ciepła ze źródła ciepła do zaworów czerpalnych;

η_W,e0 – średnia sezonowa sprawność wykorzystania ciepła [3].

Średnia sezonowa sprawność po modernizacji przedstawia się następująco: wytwarzania ciepła η_W,g1 = 0,95, akumulacji ciepła η_W,s1 = 0,85, przesyłu ciepła ze źródła ciepła do zaworów czerpalnych η_W,d0 = 0,80 i wykorzystania ciepła η_W,e1 = 1,0 [3]. Całkowita sprawność systemu przygotowania c.w.u. po przeprowadzeniu modernizacji wynosi:

Na rys. 2 przedstawiono zestawienie średnich sezonowych sprawności systemu przygotowania ciepłej wody użytkowej przed modernizacją i po niej [1].

Montaż instalacji fotowoltaicznej

W celu zmniejszenia zużycia energii elektrycznej pobieranej z sieci energetycznej w budynku wykonano instalację fotowoltaiczną o sumarycznej mocy 6,48 kWp. Instalacja składa się z 24 modułów fotowoltaicznych polikrystalicznych typu P270AA Vitovolt 300 o mocy nominalnej 270 Wp każdy. Zamontowana została na połaci dachowej budynku pod kątem ok. 35° [2]. Instalacja została podzielona na dwie sekcje po 3,24 kW (po 12 fotomodułów). Powierzchnia brutto paneli fotowoltaicznych wynosi 39,3 m². Wymiary pojedynczego panelu fotowoltaicznego to 989×1654 mm, sprawność podana przez producenta: 16,64%.

Uzysk z instalacji PV (z uwzględnieniem strat na poziomie 10%) wynosi 5496 kWh/rok (19,79 GJ/rok) – tabela 2. Ilość energii elektrycznej pozyskiwanej z modułów o mocy 1 kWp wynosi 848,15 kWh/rok. Instalacja PV stanowi dodatkowe źródło energii do zasilania pompy ciepła, wspomaga podgrzew c.w.u. w podgrzewaczach elektrycznych i jest wykorzystywana na cele oświetleniowe.

Wykonane zostały dwie działające niezależnie od siebie sekcje paneli fotowoltaicznych – awaria lub zacienienie jednej sekcji nie wpływa bezpośrednio na pracę pozostałych. Zacienienie paneli fotowoltaicznych powyżej 10% powoduje zmniejszenie wydajności ogniwa, a zacienione moduły narażone są na zagrożenie wystąpienia tzw. gorących punktów, które po kilku latach eksploatacji mogą trwale uszkodzić zacieniane pola. Sprawność takich paneli fotowoltaicznych zostaje dodatkowo obniżona.

Panele fotowoltaiczne połączono przewodami DC w układy obwodów, które podłączono do falownika typu Evershine TLC 6000 o mocy 6,3 kW i sprawności 98%. Falownik w trybie automatycznym dostosowuje parametry produkowanego prądu do parametrów sieci i zapewnia bezpieczną obsługę poprzez zabezpieczenie przed pracą wyspową. Energia elektryczna jest przekształcana w napięcie o częstotliwości 50 Hz i dalej przekazywana do rozdzielni prądu zmiennego. W rozdzielni zlokalizowano pomiar energii wyprodukowanej brutto i układ zabezpieczeń dodatkowych.

Falownik solarny wyposażony jest w wewnętrzny system monitoringu, co umożliwia nadzór nad pracą całego systemu fotowoltaicznego. Inwerter posiada niezależne wejścia DC, każde z oddzielnym kontrolerem. Kontrolery pozwalają na zoptymalizowanie pracy modułów PV poprzez zmniejszenie wpływu lokalnych zacienień. Pracującą instalację fotowoltaiczną zamontowaną na dachu pokazano na fot. 5.

Nakłady inwestycyjne

W tabeli 3 wyszczególniono łączne nakłady, jakie należy ponieść na budowę instalacji PV o mocy 6,48 kWp. Koszty uwzględniają urządzenia wraz z układami sterującymi i nadzorującymi, montaż, uruchomienie instalacji oraz oprogramowanie układów nadzorujących pracę całego systemu. Całkowite nakłady inwestycyjne zakupu i montażu instalacji PV w budynku wynoszą 48 230 zł brutto. Cena wykonania instalacji PV wynosi 7729 zł/kWp.

W tabeli 4 wyszczególniono łączne nakłady na wykonanie kotłowni z pompą ciepła solanka/woda o mocy grzewczej 21,5 kW i gruntowymi sondami pionowymi o łącznej długości 500 m, która pracuje w układzie biwalentnym równoległym z olejowym kotłem kondensacyjnym o mocy 24 kW. Uwzględniono także nakłady na modernizację instalacji c.o. w budynku. Koszt realizacji przedsięwzięcia modernizacyjnego wraz z niezbędnymi pracami demontażowo-budowlanymi wynosi ok. 205 000 zł brutto.

Nakłady na termomodernizację przegród budowlanych i poprawę ich własności cieplnych wynoszą 318 400 zł brutto i zestawione zostały w tabeli 1. W budynku przeprowadzono również modernizację oświetlenia, polegającą na wymianie istniejącego oświetlenia żarowego oraz jarzeniowego na oświetlenie typu LED (świetlówki LED oraz żarówki LED). Koszt tej modernizacji to 36 170 zł brutto.

Całkowite nakłady na zrealizowanie założonych w projekcie przedsięwzięć termomodernizacyjnych wraz z wykonaniem niezbędnej dokumentacji projektowej wyniosły 630 800 zł brutto (tabela 7).

Efekty energetyczne

Po przeprowadzeniu wszystkich opisanych przedsięwzięć termomodernizacyjnych i modernizacji kotłowni węglowej uzyskano zmniejszenie rocznego zapotrzebowania na energię cieplną o 86,7% [2]. W tabeli 7 przedstawiono zmiany podstawowych parametrów energetycznych budynku przed i po wykonaniu termomodernizacji. Udział odnawialnych źródeł energii w budynku wynosi 36,5%. Uzyskanym oszczędnościom energetycznym odpowiadają proporcjonalne oszczędności eksploatacyjne.

Roczne opłaty tylko z tytułu ogrzewania budynku wynosiły pierwotnie ok. 39 244 zł, a po termomodernizacji ok. 13 518 zł. Oszczędności z tytułu montażu instalacji PV (wspomaganie pracy pomp ciepła, podgrzew c.w.u. i oświetlenie) wyniosły ok. 2913 zł (tabela 5).

Ocena efektywności ekonomicznej

Prosty czas zwrotu nakładów SPBT (Simply Pay Back Time) na przedsięwzięcia związane z termomodernizacją budynku, instalacji grzewczej, źródła ciepła i modernizacją instalacji oświetleniowej wyznaczono ze wzoru:

gdzie:

N – planowane koszty robót, zł/rok;

ΔOr – roczne oszczędności kosztów zakupu energii elektrycznej lub energii cieplnej wynikające z zastosowania danego przedsięwzięcia modernizacyjnego w budynku, zł/rok. SPBT określa okres, po którym sumaryczne oszczędności wynikające ze zmniejszenia zużycia energii elektrycznej lub energii cieplnej zrównają się z zainwestowanym kapitałem i zaczną przynosić inwestorowi zysk w postaci niższych opłat za zużytą energię elektryczną, lub energię cieplną, przy założeniu stałych cen energii i pominięciu wpływu inflacji.

Wyznaczono również drugi wskaźnik efektywności ekonomicznej inwestycji – wartość bieżącą netto NPV (Net Present Value) – definiowany jako suma wartości przyszłych przepływów pieniężnych wynikających z inwestycji z uwzględnieniem utraty wartości pieniądza w czasie:

gdzie:

NPV – wartość bieżąca netto, zł/rok;

CFt – przepływy gotówkowe netto w okresie t,

r – stopa dyskonta, %, r = 3%;

N – planowane koszty robót, zł/rok;

t – kolejne lata eksploatacji inwestycji, t = 15 lat.

Zastosowanie w budynku instalacji PV na potrzeby własne umożliwia zmniejszenie zapotrzebowania na energię elektryczną pobieraną z sieci i powoduje spadek emisji CO2 do atmosfery oraz pozwala na obniżenie opłat za energię elektryczną w przyszłych latach związane z ich wzrostem.

Gmina w lipcu 2017 roku złożyła wniosek o dofinansowanie realizacji projektu w ramach „Regionalnego Programu Operacyjnego Województwa Podlaskiego na lata 2014–2020, Działanie 5.3. Efektywność energetyczna w sektorze mieszkaniowym i budynkach użyteczności publicznej”, uzyskując dofinansowanie do kosztów kwalifikowalnych w wysokości 85%. Celem strategicznym projektu była poprawa efektywności energetycznej w sektorze budynków użyteczności publicznej poprzez głęboką termomodernizację, inteligentne zarządzanie energią i wykorzystanie odnawialnych źródeł energii.

W tabeli 5 przedstawiono prognozowaną ilość wyprodukowanej energii elektrycznej z zainstalowanej instalacji PV, roczne oszczędności oraz prosty czas zwrotu inwestycji (SPBT) i wartość bieżącą netto inwestycji (NPV) przez 15 lat dla wariantu bez dotacji oraz z uwzględnieniem dotacji wynoszącej 85% kosztów inwestycji.

Prosty czas zwrotu inwestycji w przypadku braku dofinansowania wynosić będzie ok. 16,56 lat. Przy montażu instalacji fotowoltaicznej o mocy 6,48 kWp z dofinansowaniem przewidywany czas zwrotu inwestycji wynosić będzie 2,48 lat.

W tabeli 6 przedstawiono prognozowaną ilość energii cieplnej dostarczanej przez pompę ciepła i kocioł olejowy kondensacyjny oraz roczne oszczędności kosztów energii cieplnej, wyliczono też prosty czas zwrotu inwestycji (SPBT) i jej wartość bieżącą netto (NPV) dla 15 lat. Wartości te podano dla dwóch wariantów – bez dotacji i z dotacją wynoszącą 85% kosztów inwestycji.

Prosty czas zwrotu inwestycji montażu pompy ciepła z sondami pionowymi gruntowymi i kotłem olejowym kondensacyjnym w przypadku braku dofinansowania wynosi ok. 22,34 lat, a z dofinansowaniem ok. 3,35 lat.

Jeśli chcielibyśmy wykonać w budynku jedynie montaż instalacji PV lub tylko zmodernizować kotłownię węglową na kotłownię z pompą ciepła typu solanka/woda pracującą z kotłem olejowym kondensacyjnym, nie wykonując innych prac termomodernizacyjnych i nie poprawiając izolacyjności cieplnej budynku, to czasy zwrotu tych przedsięwzięć bez skorzystania z dodatkowego wsparcia finansowego są dłuższe niż 7 lat i inwestycja taka jest nieopłacalna.

W budynku gminnym przeprowadzono kompleksową termomodernizację przegród budowlanych, modernizację źródła ciepła, instalacji c.o., c.w.u. i instalacji oświetlenia. Zmniejszono tym samym zapotrzebowanie na moc oraz zużycie energii cieplnej i energii elektrycznej. W tabeli 7 przedstawiono ocenę zrealizowanego przedsięwzięcia termomodernizacyjnego i uzyskane w wyniku prac oszczędności. Przedstawiono całkowity koszt robót, prosty okres zwrotu nakładów SPBT i wartość bieżącą netto inwestycji (NPV) w dwóch wariantach – bez dofinansowania i z uzyskaniem dofinansowania w wysokości 85% do kosztów kwalifikowanych.

W przypadku braku dofinansowania inwestycji (tabela 7) wartość NPV jest ujemna – oznacza to, że realnie poniesione nakłady na inwestycję nie zwrócą się inwestorowi, dlatego jej realizacja jest w takim przypadku z punktu widzenia interesów inwestora nieopłacalna. Tylko w przypadku dofinansowania inwestycji można liczyć na powodzenie ekonomiczne przedsięwzięcia. Dodatnia wartość NPV oznacza, że projekt oferuje wzrost kapitału szybszy niż dyskontująca stopa procentowa, dlatego jest inwestycją opłacalną.

Należy mieć na uwadze, że obliczenia wskaźnika NPV opierają się tylko na prognozie przepływów pieniężnych z nowego przedsięwzięcia w okresie kilkunastu lat. Kluczową wielkością, która ma wpływ na wielkość tego wskaźnika, poza rzeczywistymi wynikami nowej działalności, jest wartość użytej do obliczeń stopy dyskontowej, która w praktyce zbliżona jest do wartości oprocentowania obligacji lub lokat bankowych.

Podsumowanie

Celem modernizacji było obniżenie ilości konsumowanej energii cieplnej ze źródeł konwencjonalnych i energii elektrycznej na potrzeby technologiczne budynku. W budynku przeprowadzono głęboką termomodernizację oraz zastąpiono starą kotłownię węglową nowym źródłem ciepła. Podwyższono sprawność instalacji c.o. i c.w.u. oraz zmodernizowano instalację oświetleniową. Wykonana została również instalacja PV.

Przeprowadzone w budynku gminnym prace spowodowały:   

• zmniejszenie zapotrzebowania na energię cieplną o 86,7%;
• zmniejszenie projektowego obciążenia ciepl­nego budynku na cele grzewcze z 82 do 43,44 kW,
• zmniejszenie sezonowego zapotrzebowania na ciepło do ogrzewania budynku z 760,58 do 95,62 GJ,
• zmniejszenie rocznego zużycia energii elektrycznej z sieci o 13,9 Mwh/rok,
• zmniejszenie rocznego zużycia energii pierwotnej o 245 055 kWh/rok,
• roczny spadek emisji gazów cieplarnianych o 79,1 Mg CO₂/rok [5].

Z powyższej analizy wynika, że realizacja inwestycji bez uzyskania jakiegokolwiek wsparcia, np. w formie dofinansowania, przy obecnych cenach urządzeń pozyskujących ciepło czy energię elektryczną z odnawialnych źródeł energii jest nieopłacalna. W wariancie bez dofinansowania szacuje się, że inwestycja zwróci się po około 19 latach, a wartość NPV jest ujemna i wynosi –234 175 zł. W wariancie z uzyskaniem dofinansowania w wysokości 85% do kosztów kwalifikowalnych szacuje się, że oszczędności wygenerowane z zastosowania odnawialnych źródeł energii i przeprowadzonej termomodernizacji pokryją wydatki poniesione przez inwestora po około 4,5 roku. Wartość NPV jest dodatnia i wynosi 248 541 zł.

Termomodernizacja budynków użyteczności publicznej i wykorzystywanie odnawialnych źródeł energii pozwalają zwiększyć świadomość społeczeństwa i świadczą, że możliwe jest zaspokojenie potrzeb elektryczno-energetycznych w budynku z wykorzystaniem odnawialnych źródeł energii.

Do promocji na rynku instalacji wykorzystujących odnawialne źródła energii konieczne jest wsparcie przy ich wykonywaniu. Tylko uwzględnienie możliwości uzyskania dotacji do instalacji wykorzystujących OZE spowoduje wyrównanie szans i konkurencyjności pod względem wymaganych nakładów inwestycyjnych w stosunku do tradycyjnych, pozornie tańszych źródeł ciepła i energii elektrycznej.

Wykonanie termomodernizacji z wykorzystaniem odnawialnych źródeł energii było możliwe dzięki środkom uzyskanym z Regionalnego Programu Operacyjnego Województwa Podlaskiego na lata 2014–2020, Działanie 5.3. Efektywność energetyczna w sektorze mieszkaniowym i budynkach użyteczności publicznej

Wykonanie termomodernizacji z wykorzystaniem odnawialnych źródeł energii było możliwe dzięki środkom uzyskanym z Regionalnego Programu Operacyjnego Województwa Podlaskiego na lata 2014–2020, Działanie 5.3. Efektywność energetyczna w sektorze mieszkaniowym i budynkach użyteczności publicznej

Literatura

1. Piotrowska-Woroniak J., Audyt energetyczny budynku Urzędu Gminy w Kołakach Kościelnych, Narodowa Agencja Poszanowania Energii S.A. Oddział w Białymstoku, wrzesień 2016.
2. Piotrowska-Woroniak J., Audyt energetyczny ex post budynku Urzędu Gminy w Kołakach Kościelnych, Narodowa Agencja Poszanowania Energii S.A. Oddział w Białymstoku, grudzień 2018.
3. Rozporządzenie Ministra Infrastruktury i Rozwoju z dnia 27 lutego 2015 roku w sprawie metodologii wyznaczania charakterystyki energetycznej budynku lub części budynku oraz świadectw charakterystyki energetycznej (DzU 2015, poz. 376).
4. Fotografie Urząd Gminy Kołaki Kościelne, wykonane przez Ł. Czajkowskiego – podinspektora ds. gospodarki komunalnej, mieszkaniowej i inwestycji.
5. Wartości opałowe (WO) i wskaźniki emisji CO2 (WE) w roku 2015 do raportowania w ramach Wspólnotowego Systemu Handlu Uprawnieniami do Emisji za rok 2018, Krajowy Ośrodek Bilansowania i Zarządzania Emisjami (KOBiZE), Warszawa, grudzień 2017.

Chcesz być na bieżąco? Zapisz się do naszego newslettera!