Wojna w Ukrainie z jej ekonomicznymi konsekwencjami oraz gwałtowne zaostrzenie polityki pieniężnej najprawdopodobniej wymusi spowolnienie gospodarcze. Już teraz jej cenowymi konsekwencjami są duże wahania cen ropy, gazu i energii elektrycznej. Zaistniała sytuacja oznacza także problemy podażowe dla polskiej gospodarki. Wojna psuje również nastroje przedsiębiorców, co pogarsza perspektywy dla inwestycji będących niezbędnym elementem dla rozwoju gospodarki. Przy ograniczonych zasobach kluczowym elementem jest zarządzanie nimi.
Zarządzanie według R.W. Griffina to zestaw działań obejmujących m.in. planowanie, organizowanie, motywowanie i kontrolę. Czynności te skierowane są na zasoby organizacji, wykorzystywane z zamiarem osiągnięcia jej celów. Każda organizacja w swoim działaniu wykorzystuje zasoby, które są przedmiotem zarządzania. Do najważniejszych należą zasoby ludzkie, zasoby finansowe, środki trwałe i czas. Ostatnio coraz większego znaczenia nabierają zasoby środowiska naturalnego, w tym zasoby surowców energetycznych.
Dlatego tak ważne jest, żeby dobrze zrozumieć, jak należy interpretować i pojmować zarządzanie energią. W celu zapewnienia możliwie najlepszej pozycji rynkowej konieczne jest umiejętne gospodarowanie posiadanymi przez przedsiębiorstwo zasobami. Gdy firmy poszukują możliwości wzrostu swej konkurencyjności, a już wyczerpały proste metody ograniczania kosztów, istotnym elementem staje się zarządzanie energią i poprawa efektywności energetycznej. Działania te powinny być priorytetem, zwłaszcza w okresie gwałtownych wzrostów cen paliw i energii. Dobrze poprowadzone pozwolą na osłabienie wpływu wzrostu cen na sytuację przedsiębiorstwa.
Czy świadomie zarządzamy energią w przemyśle?
Zanim odpowiemy na zadane pytanie, przeprowadźmy kilka analiz aktualnego otoczenia gospodarczego zakładów, celowości prowadzenia działań mających poprawić efektywność energetyczną oraz działań optymalizujących koszty zużycia energii w przedsiębiorstwach. Z wieloletniego doświadczenia audytorskiego wynika, że często działania w obszarze zarządzania energią w zakładach produkcyjnych nie są do końca przemyślane. Rzadko można mówić o długofalowych, wieloletnich planach poprawy efektywności energetycznej. Znacznie częściej wybór zakresu i kolejności wdrażanych modernizacji jest przypadkowy. Obserwuje się również zbyt małe zaangażowanie w proces poprawy osób decyzyjnych. W rezultacie uzyskiwane efekty są mniejsze niż możliwe do osiągnięcia.
Co dalej z cenami energii elektrycznej i gazu?
Prosta analiza danych publikowanych przez Towarową Giełdę Energii (TGE) pokazuje, w jaki sposób na przestrzeni ostatnich lat kształtowały się ceny energii elektrycznej i gazu.
Rysunek 1. Miesięczne średnioważone ceny energii elektrycznej w latach 2009–2022
(źródło: https://tge.pl/dane-statystyczne – TGE raport miesięczny za lipiec 2022 r.)
Rysunek 2. Miesięczne średnioważone ceny gazu w latach 2015–2022
(źródło: https://tge.pl/dane-statystyczne – TGE raport miesięczny za lipiec 2022 r.)
Z danych dostępnych na TGE wynika, że:
- Miesięczna cena średnioważona (BASE) energii elektrycznej wynosiła:
- 2020 r. – 222,00 PLN/MWh
- 2021 r. – 378,00 PLN/MWh – wzrost procentowy rok do roku 70%
- 2022 r. – 1125,94 PLN/MWh – wzrost procentowy rok do roku 198%
- Miesięczna cena średnioważona (RDNg) gazu wynosiła:
- 2020 r. – 29,87 PLN/MWh
- 2021 r. – 172,05 PLN/MWh – wzrost procentowy rok do roku 476%
- 2022 r. – 824,40 PLN/MWh – wzrost procentowy rok do roku 379%
Jak obrazują powyższe wykresy, ceny energii elektrycznej i gazu od początku 2021 r. nieustannie rosną.
- Dla energii elektrycznej – wzrost procentowy rok do roku w 2021 r. wynosił 70%, a w 2022 r. 198%.
- Dla gazu – wzrost procentowy rok do roku w 2021 r. wynosił 476%, a w 2022 r. 379%.
Tak wielkie wzrosty świadczą o tym, że ceny prawdopodobnie już nie wrócą do poziomu z początku 2021 r. i lat wcześniejszych. Na tę sytuację wpływają zarówno rosnące ceny paliw energetycznych, jak i wysokie ceny zakupu uprawnień do emisji (EUA). Do tak wysokich cen energii elektrycznej należy doliczyć jeszcze wysokie koszty jej dystrybucji, w tym między innymi koszt opłaty mocowej, która jest nowym składnikiem opłaty dystrybucyjnej wprowadzonym w 2021 r. Duża niepewność dotycząca wzrostów cen związana jest również z szybko zmieniającymi się regulacjami, zarówno krajowymi, jak i na poziomie UE oraz ciągle trwającą wojną w Ukrainie.
Współczynnik proporcji cen gazu i energii elektrycznej
Rysunek 3. Proporcja między ceną gazu i en. elektr. w 2018 r. (źródło: opracowanie własne w oparciu o dane z TGE)
Rysunek 4. Proporcja między ceną gazu i en. elektr. w 2019 r. (źródło: opracowanie własne w oparciu o dane z TGE)
Rysunek 5. Proporcja między ceną gazu i en. elektr. od 01.2020 do 07.2022 r. (źródło: opracowanie własne w oparciu o dane z TGE)
Rysunki 3–5 przedstawiają współczynnik proporcji między ceną gazu i energii elektrycznej. Jest to istotny parametr, ponieważ w Polsce energia elektryczna jest produkowana z węgla lub z gazu. Współczynnik ten obrazuje, jak w minionych latach zachowywały się ceny energii elektrycznej, w stosunku do ceny gazu. W latach 2018–2021 współczynnik proporcji cen rynkowych gazu i energii elektrycznej był dosyć stabilny i wynosił od ok. 0,40 do 0,50.
Z przeprowadzonych audytów wynika, że dla współczynnika proporcji mieszczącego się w tym zakresie modernizacje obejmujące np. instalację agregatów kogeneracyjnych były opłacalne, ponieważ ich SPBT wynosiło ok. trzech lat. W roku 2020, w okresie bardzo niskich cen gazu, współczynnik zmniejszył się nawet do ok. 0,25. Natomiast w okresie od stycznia 2022 r. do lipca 2022 r. obserwujemy gwałtowny wzrost współczynnika do ok. 0,78. W rezultacie tej zmiany opłacalność wcześniej analizowanych agregatów kogeneracyjnych spadła.
Rysunek 6. Ceny gazu i en. elektr. w okresie od stycznia 2020 r. do lipca 2022 r.
(źródło: opracowanie własne w oparciu o dane z TGE)
Wzrost analizowanego współczynnika proporcji jest wyraźnie skorelowany z rosnącymi cenami mediów energetycznych, obserwowanymi już od drugiej połowy 2021 r. (rys. 6.).
Jak zapobiegać wzrostowi kosztów energii?
Wzrost cen energii stanowi istotne zagrożenie dla konkurencyjności polskich przedsiębiorstw, szczególnie z sektorów energochłonnych. Dobrym sposobem na zapobieganie negatywnym wpływom rosnących kosztów energii jest wdrażanie działań ograniczających i optymalizujących zużycie energii, które w efekcie mogą niwelować wpływ rosnących kosztów. To od osób zarządzających firmami zależeć będzie, jakie będą podejmowane działania zaradcze ograniczające koszty produkcji, wspierające zdobywanie przewagi konkurencyjnej. W celu maksymalizacji szans na przetrwanie trudnej koniunktury, przedsiębiorstwa powinny dostosować swoją politykę do wymogów otoczenia gospodarczego i cen rynkowych.
Część firm, które planowały różnego rodzaju modernizacje poprawiające efektywność energetyczną, obecnie zrezygnowało z nich lub zawiesiło do odwołania. Niestety, często są to błędne decyzje, niepoparte konkretnymi analizami, najczęściej oparte na subiektywnej ocenie. W wyniku tego, zamiast ograniczać koszty ciągle drożejącej energii zakłady biernie poddają się zaistniałej sytuacji.
Po co audyt energetyczny?
Aby być pewnym, że w metodyczny sposób rozpoczynamy proces poprawy efektywności energetycznej, należy najpierw przeprowadzić kompleksowy audyt energetyczny. Jest to element dobrej praktyki inżynierskiej i zarządzania, który powinien być przede wszystkim źródłem specjalistycznej wiedzy o innowacyjnych i efektywnych energetycznie rozwiązaniach. To pierwszy, a w związku z tym bardzo ważny etap w procesie poprawy efektywności energetycznej. Ma za zadanie ocenić istniejący stan gospodarki energetycznej i zaproponować działania modernizacyjne.
Przedsiębiorcy często mają konkretne problemy do rozwiązania, a dobrze przeprowadzone audyty są najlepszą formą szkolenia i dostarczania wiedzy. Współpraca pomiędzy audytorem a przedsiębiorcą skutkuje raportem, w którym powinny znaleźć się odpowiedzi na konkretne, zadane audytorowi pytania. Dzięki temu audyt jest wsparciem przy podejmowaniu decyzji inwestycyjnych, zarówno tych z bardzo krótkimi czasami zwrotu (SPBT < 3 lat), jak i długoterminowych.
Jak skutecznie zarządzać zużyciem energii?
Myśląc o zarządzaniu energią, należy pamiętać o podstawowej zasadzie: nie można zarządzać i poprawiać czegoś, czego nie mierzymy. Wydaje się to oczywiste, ale z wieloletniego doświadczenia audytora energetycznego wynika, że to proste założenie może sprawiać problemy już na etapie wyboru istotnych do mierzenia zmiennych. Jak powiedział Peter Drucker, legendarny guru zarządzania, „można usprawnić tylko to, co jest opomiarowane”. To krótkie zdanie jest w zasadzie kluczem do efektywności, również efektywności energetycznej. Należy pamiętać, że koniecznym uzupełnieniem pomiarów są archiwizacja i analiza zebranych danych.
W bardzo wielu firmach, które miałam przyjemność odwiedzać i audytować, twierdzono, że funkcjonuje w nich system monitoringu i zarządzania energią. Po krótkiej rozmowie okazywało się jednak, że istnieje jedynie opomiarowanie części największych odbiorów. Liczniki nie miały zdalnego odczytu, nie były połączone w jeden system, brakowało archiwizacji danych i ich analiz. Taką infrastrukturę pomiarową trudno nazwać systemem monitoringu, a już na pewno nie systemem zarządzania energią.
Energią w firmie można zarządzać na dwa podstawowe sposoby. Pierwszym jest ograniczenie jej zużycia, drugim ograniczenie jej kosztów. Jednym z wielu elementów, którymi można zarządzać w firmie, są koszty dystrybucji. Jedną z opłat dystrybucyjnych jest opłata mocowa (OM).
Zarządzanie opłatą mocową
Opłata mocowa pobierana jest przez 15 godzin w ciągu doby, obowiązuje od poniedziałku do piątku w godzinach od 7:00 do 22:00, z wyłączeniem dni ustawowo wolnych od pracy. W 2022 r. rozliczana jest w cyklach miesięcznych, od 2023 r. rozliczana będzie w cyklach dziesięciodniowych.
Z analiz opartych na danych z pierwszej połowy 2022 r. wynika, że w wielu firmach OM jest dużą częścią kosztu dystrybucji energii elektrycznej. Często jej udział w całkowitym koszcie dystrybucji wynosi 30%, a w niektórych miesiącach nawet znacznie przekracza tę wartość. Z reguły OM traktowana jest jako koszt konieczny do poniesienia, bez możliwości wpływu na jej redukcję. Warto jednak pamiętać, że wielkością opłaty mocowej można zarządzać.
Od stycznia 2022 r. „ustawa mocowa” wprowadziła możliwość uzyskania upustów cenowych od opłaty. Upusty zależne są od różnicy między średnim zużyciem energii w godzinach naliczania OM a średnim zużyciem energii poza godzinami naliczania OM. Określa je wskaźnik opłaty mocowej wyrażony w procentach. W zależności od wartości wskaźnika, odbiorcy są podzieleni na cztery grupy, tzw. grupy odbiorców końcowych – K1, K2, K3 i K4. Upust zależy od profilu obciążenia energią elektryczną na przyłączu zasilającym odbiorcę. Maksymalny upust dostaje odbiorca końcowy z Koszyka K1, którego charakterystyka zużycia energii jest jak najbardziej jednorodna w czasie, a tym samym wskaźnik opłaty mocowej jest najmniejszy.
Tabela 1. Zestawienie wartości wskaźników i współczynników opłaty mocowej i ich wpływ na ponoszony koszt opłaty mocowej
Z doświadczenia audytora wynika, że w zależności od profilu energetycznego przedsiębiorstwa oraz od ilości zużywanej energii różnica pomiędzy poszczególnymi progami opłaty mocowej może sięgać nawet kilkudziesięciu tysięcy złotych miesięcznie. Narzędziem służącym do monitorowania i optymalizacji wskaźników OM w celu ograniczenia wysokich kosztów energii elektrycznej może być np. OM Kontroler. https://www.om-kontroler.com/
OM Kontroler to wydajne, skalowalne i wygodne narzędzie chmurowe, realizujące usługę, bazując na oprogramowaniu w modelu SaaS (Software as a Service). Program jest opracowany w oparciu o praktyczną wiedzę ekspercką, wykorzystuje uczenie maszynowe i narzędzia statystyczne.
Główne cechy OM Kontroler to:
- modelowanie profilu obciążenia i predykcja parametrów opłaty mocowej (OM), w oparciu o archiwalne piętnastominutówki;
- predykcja wartości współczynnika OM na koniec okresu rozliczeniowego, w celu odpowiednio szybkiej modyfikacji profilu zużycia energii;
- precyzyjne rekomendacje sugerujące podjęcie działań zaradczych w celu obniżenia kosztu OM;
- możliwość symulacji planowanych zmian obciążenia i precyzyjne wyliczenia kosztu OM po ich wprowadzeniu;
- możliwość obliczania parametrów OM dla wielu przyłączy osobno lub dla ich sumy;
- obsługa i raportowanie dla wielu okresów rozliczeniowych, takich jak miesięczny, tygodniowy, a wkrótce także dziesięciodniowy.
Z kolejnymi latami będą rosły wymagania dotyczące opłaty mocowej, dlatego OM Kontroler będzie ciągle rozbudowywany i doskonalony. Celem jest wspieranie przedsiębiorstw w spełnianiu coraz bardziej restrykcyjnych wymagań ustawy. Zarządzanie kosztem OM jest działaniem wymagającym i nie będzie możliwe bez zaawansowanego narzędzia informatycznego.
Czy wysokosprawna kogeneracja ułatwia zarządzanie energią?
Kolejnym elementem służącym poprawie efektywnego wykorzystania energii jest jej autoprodukcja na miejscu, na potrzeby danego obiektu. Często spotykana jest produkcja energii z różnego rodzaju źródeł OZE, takich jak fotowoltaika lub turbiny wiatrowe. Te sposoby generowania energii są jednak całkowicie uzależnione od warunków pogodowych, co powoduje komplikacje z kontrolą generowanej mocy. W wielu przypadkach dobrą alternatywą pozwalającą na uniknięcie tych problemów jest kogeneracja będąca źródłem w 100% sterowalnym.
Wysokosprawna kogeneracja to jedna z najbardziej efektywnych form produkcji energii elektrycznej i ciepła. Technologia ta sprawdza się najlepiej w zakładach, gdzie ciepło technologiczne produkowane jest z gazu. Przy niewielkim wzroście zużycia gazu użytkownik uzyskuje konieczną ilość ciepła i jednocześnie produkuje dodatkowo energię elektryczną. W związku z tym energia elektryczna wyprodukowana w kogeneracji oszczędza zakupy energii sieciowej lub na TGE.
Rosnące ceny gazu powodują, że obecnie wdrażanie kogeneracji postrzegane jest przez zakłady jako działanie obarczone ryzykiem. W celu zagwarantowania, że planowane działanie jest celowe i przyniesie korzyści, należy dla całości inwestycji przeprowadzić szczegółowe analizy. Urząd Regulacji Energetyki (URE) rekomenduje przed realizacją inwestycji wykonanie studium przedinwestycyjnego. Powinien je wykonać doświadczony audytor, niezależny od producentów i dystrybutorów urządzeń rozważanych w modernizacji.
W studium przedinwestycyjnym należy brać pod uwagę nie tylko aktualne zużycie i cenę spalanego w agregacie gazu. Mając na uwadze czas realizacji planowanej modernizacji (ok. 2 lat) oraz okres funkcjonowania kogeneracji lub trigeneracji (ok. 15–20 lat), obliczenia powinny opierać się na możliwych cenach nośników energetycznych, które w przyszłości będą obowiązywać.
Analizując opłacalność zainstalowania agregatu kogeneracyjnego, należy uwzględnić przede wszystkim:
- całkowite koszty inwestycyjne i ich relację do cen gazu oraz energii elektrycznej;
- współczynnik proporcji cen gazu i energii elektrycznej;
- zapotrzebowanie na ciepło w przypadku kogeneracji lub ciepło i chłód w przypadku trigeneracji;
- możliwość pozyskania różnych form dofinansowania;
- zagrożenie wynikające z wprowadzenia stopni zasilania gazem.
Możliwość pozyskania dofinansowania dla kogeneracji
Forma dofinansowania dla kogeneracji uzależniona jest od wielkości agregatu kogeneracyjnego. W średniej wielkości zakładach produkcyjnych szczególnie dobrze sprawdza się wysokosprawna kogeneracja do 1 MW. W oparciu o Ustawę z 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji do całości energii elektrycznej wyprodukowanej w wysokosprawnej kogeneracji do 1 MW można uzyskiwać dopłatę przez 15 lat w postaci premii gwarantowanej. Jednostkowa wysokość premii gwarantowanej jest corocznie ustalana i ogłaszana, w odrębnym Rozporządzeniu Ministra Klimatu i Środowiska. Dla agregatu kogeneracyjnego o mocy do 1 MWe opalanego gazem ziemnym w 2022 r. jednostkowa wysokość premii gwarantowanej wynosi 151,42 PLN/MWh.
Poniżej przedstawiono szacunkowe wyniki opłacalności wdrożenia wysokosprawnej kogeneracji w oparciu o silnik na gaz ziemny o mocy 999 kWe, uwzględniające uzyskanie premii gwarantowanej przez 15 lat. W aktualnie przeprowadzanych audytach realizowanych przez MODUS Sp. z o.o. do analiz ekonomicznych na potrzeby kogeneracji, ceny gazu i energii elektrycznej przyjęto w oparciu o dane z TGE dla kontraktów długoterminowych z dnia 15.07.2022 roku.
Przy założeniu, że:
- Cena zakupu gazu na rok 2023 w dniu 15.07.2022 r. wynosiła
GAS_BASE_Y-23 = 745 PLN / MWh.
- Cena zakupu en. elektr. na rok 2023 w dniu 15.07.2022 r. wynosiła
BASE_Y-23 = 1597 PLN / MWh.
- Analizowano agregat kogeneracyjny o mocy 999 kWe.
- Koszt całkowity inwestycji wynosi około 7 200 000 PLN (suma kosztów agregatu i jego instalacji).
- Czas pracy agregatu z całkowitym wykorzystaniem ciepła wynosi ok. 6200 godzin/rok.
- Jednostkowa wysokość premii gwarantowanej wynosi 151,42 PLN/MWh.
- Średnioważony koszt kapitału wynosi 14,80%
Uzyskano następujące rezultaty:
- Dla przyjętych cen gazu i energii elektrycznej, współczynnik proporcji wynosi 0,47 i jest porównywalny ze współczynnikami z lat 2018–2021.
- Wskaźnik Prosty czasu zwrotu nakładów SPBT(ang. Simply Pay Back Time) wynosi ok. 1,4 roku.
- Wskaźnik Wartość bieżąca netto NPV ( Net Present Value) osiąga wartość dodatnią ok. 1,6 roku (czyli skumulowane przepływy pieniądza netto zaczynają przewyższać wartość inwestycji).
- Po 15 latach pracy instalacji i uzyskiwania premii gwarantowanej całkowita wartość NPV wynosi ok. 24 900 000 PLN.
Warto zauważyć, że uzyskane efekty ekonomiczne są wyjątkowo korzystne i przy powyższych założeniach inwestycja jest bardzo opłacalna. W dużym stopniu ma na to wpływ relacja kosztów inwestycyjnych, do uwzględnionych w obliczeniach cen mediów energetycznych oraz ich współczynnik proporcji. Mówiąc wprost, w ostatnim czasie ceny agregatów kogeneracynych rosły wolniej (mniej dynamicznie), niż ceny energii elektrycznej i gazu. Dlatego w zakładach wykorzystujących ciepło technologiczne w sposób ciągły, opłacalność kogeneracji jest bardzo wysoka. Doskonałym tego przykładem może być branża spożywcza i np. proszkownie mleka.
Zagrożenia wynikające z ograniczonej dostępności gazu ziemnego
Aktualnie istnieją dwa zasadnicze problemy związane z ograniczoną dostępnością gazu ziemnego dla odbiorców przemysłowych w Polsce.
Pierwszym jest informacja Polskiej Spółki Gazownictwa o tym, że w latach 2022–2023 nie będzie przyłączała nowych odbiorców do sieci gazowej. Zgodnie z obowiązującymi przepisami operator musi zgodzić się na przyłączenie do sieci dystrybucyjnej, jeśli istnieją techniczne i ekonomiczne warunki dostarczania paliwa gazowego do danej nieruchomości. Oznacza to jednak, że operator może udzielić odmowy, jeśli takie warunki techniczne i ekonomiczne nie są spełnione. Część z firm planujących inwestycję w nowym miejscu, rozwijających produkcję lub budujących nowe instalacje na początku br. otrzymała odmowę warunków przyłączenia fabryki do sieci gazociągowej. Możliwość przyłączenia zakładu produkcyjnego do sieci dystrybucyjnej gazu to kluczowy aspekt brany pod uwagę przy planowaniu jakiejkolwiek inwestycji.
Częściowym rozwiązaniem problemu może być zastosowanie skroplonego gazu ziemnego LNG. Główną przeszkodą w stosowaniu LNG są jednak koszty i możliwości logistyczne jego dostawców. Kwestia kosztów wiąże się oczywiście z koniecznością wybudowania infrastruktury (stacji regazyfikacji LNG), która ma tym większe uzasadnienie, im więcej LNG planuje zużywać dana firma. Dla każdego przypadku konieczna jest indywidualna analiza ekonomiczna.
Z informacji udostępnionych przez PSG na koniec sierpnia 2022 r. wynika, że nowi odbiorcy są podłączani do sieci dystrybucyjnej gazu. Jednak sytuacja zaistniała na początku 2022 r., świadczy o konieczności uwzględniania przez firmy realnego zagrożenia ograniczonej dostępności do gazu.
Kolejny problem to „Europejski plan zmniejszania zapotrzebowania na gaz”, przyjęty przez UE. Określono w nim środki, zasady i kryteria skoordynowanego ograniczania popytu. Ryzyko ograniczeń, które mogą dotknąć polski przemysł, może wzrosnąć zimą, gdy będą większe potrzeby gospodarstw domowych i innych chronionych odbiorców gazu. W przypadku konieczności ograniczania konsumpcji gazu przez przemysł prawdopodobnie wprowadzone zostaną stopnie zasilania.
Dotychczasowe doświadczenia naszego przemysłu i zwiększony dostęp do LNG powodują, że na wypadek wprowadzenia stopni zasilania teoretycznie można rozważyć jego stosowanie jako rezerwy mocy. W praktyce, z uwagi na wysokie koszty i długie terminy realizacji, jest to bardzo trudne, a często niestety niemożliwe.
PODSUMOWANIE:
Czy świadomie zarządzamy energią w przemyśle?
W oparciu o wieloletnie doświadczenia zebrane na potrzeby audytów w zakładach produkcyjnych stwierdzono, że tylko nieliczne przedsiębiorstwa świadomie zarządzają energią. Oczywiście, w bardzo wielu zakładach istnieją różnego rodzaju systemy monitorujące zużycie energii. Ale w niewielu dane z nich są szczegółowo analizowane, na ich podstawie wyciągane wnioski, a następnie wdrażane modernizacje uzasadnione energetycznie i ekonomicznie.
Tylko ciągłe doskonalenie obiektów z wykorzystaniem innowacyjnych narzędzi i najnowszych technologii pozwoli na stworzenie w Polsce Przemysłu 4.0, z optymalnie zarządzaną energią. W obszarze poprawy efektywności energetycznej w wielu zakładach produkcyjnych dużo już zrobiono. Ale jeszcze wiele organizacji ma długą drogę przed sobą, ponieważ brak w nich decyzji co do celowości inwestowania w obszary poza produkcyjne. Należy skończyć z odkładaniem inwestycji w efektywność energetyczną na przyszłość. Przetrwają tylko te przedsiębiorstwa, które dostosują się i będą inwestowały w oferowane przez rynek nowe narzędzia i metody. Nowości należy oczywiście wdrażać i stosować w sposób świadomy, mając na uwadze zarówno ich zalety, jak i wady. Tylko w ten sposób, ostatecznie można wybrać najlepsze rozwiązanie dla danego zakładu.
artykuł ukazał się w nr 4/2022 „Nowoczesny Przemysł”
Autor: mgr inż. Mariola Sawczuk
Wiceprezes zarządu MODUS Sp. z o.o.
