Środowisko

Biogazownie – szansa na oszczędności i dbałość o środowisko

Aktualności, Energetyka, Gaz, Klimat, Środowisko, , , , , Możliwość komentowania Biogazownie – szansa na oszczędności i dbałość o środowisko została wyłączona

Biogaz i biometan to produkty, w których pokłada się nadzieje na zwiększenie europejskiego bezpieczeństwa energetycznego. Redukcja emisji CO2 wspiera dekarbonizację sektora energetycznego i rolniczego. Im szybciej na rynku energii pojawi się biogaz i biometan, tym szybszy będzie rozwój różnych sektorów rynkowych, jak np. transport lotniczy, transport morski, rolnictwo, ciepłownictwo czy energetyka.

  • W ciągu 8 lat UE rozszerzy ilość produkowanego biogazu i biometanu dzięki strategii “From Farm to Fork”
  • Mikrobiogazownie skierowane do małych i średnich gospodarstw rolnych i odbiorców indywidualnych pozwolą zmniejszyć zapotrzebowanie na węgiel
  • Wykorzystanie zielonego wodoru w transporcie skutkować będzie zyskiem dla środowiska i oszczędnościami konsumentów
  • Dywersyfikacja źródeł energii zapewni stabilność dostaw energii i dbałość o środowisko

Zielony wodór przyszłością energetyki

Paliwa kopalne wciąż są filarem rozwoju przemysłu, a przez to także naszej codzienności. Tymczasem to transformacja energetyczna, odnawialne źródła energii i paliwa to pretekst do formułowania nowych pomysłów, planów i postulatów na dywersyfikację źródeł energii i dekarbonizację miksu energetycznego. Przy okazji rozważań o tym, mocny akcent kładzie się na zielony wodór. Wszystko po to, by osiągnąć w najbliższych dziesięcioleciach taki status pod względem emisji, który będzie co najmniej neutralny dla klimatu, do czego zobowiązuje nas chociażby Komisja Europejska.

Powyższe zagadnienia są dogłębnie analizowane podczas Konferencji Energetycznej EuroPOWER & OZE POWER. W 2023 roku odbędzie się ona 13-14 kwietnia w Warszawie. To ponad 500 uczestników, 70 prelegentów, aż 11 merytorycznych debat, którym towarzyszy 45 partnerów i patronów. W programie są prelekcje m.in. o transformacji energetycznej, ciepłownictwie, energetyce jądrowej, wiatrowej oraz elektryfikacji transportu.

Biogazownie jako metoda na dywersyfikację źródeł energii

Unia Europejska od dłuższego czasu ma plany tworzenia zdekarbonizowanej i konkurencyjnej gospodarki. Projekt ten, nazwany Europejskim Zielonym Ładem, zakłada rozszerzenie ilości produkowanego i zużywanego biogazu i biometanu. Obecnie te składniki zaspokajają niecałe 5% popytu na gaz w UE. Dlatego strategia „From Farm to Fork” prowadzi do rozwoju społeczności, które wykorzystują biogaz pochodzący z odpadów rolniczych na terenach wiejskich. W odpowiedzi na przerwane łańcuchy dostaw energii przez wojnę w Ukrainie, unijny system energetyczny ma ambicje przekształcania się w rekordowym tempie. W ciągu 8 lat planowane jest wybudowanie 1000 dużych instalacji.

Mikrobiogazownie – małe kroki do wielkiego sukcesu

Na potrzeby dywersyfikacji źródeł energii odpowiada też firma Global Hydrogen, która w 2023 roku planuje wprowadzić na rynek pierwsze modułowe mikrobiogazownie. To rozwiązanie o mocy do 5 kW, które producent kieruje do małych i średnich gospodarstw rolnych oraz odbiorców indywidualnych. Pozwoli ono zmniejszać zapotrzebowanie na węgiel i inne szkodliwe dla środowiska źródła ciepła i energii.

Jaki jest potencjał biogazu i biometanu? Czy to faktycznie szansa na tańszy prąd i ciepło?

Energia elektryczna i cieplna pozyskiwana z biogazu produkowana jest w odnawialnym źródle energii bardzo stabilnie, bo nie jest pogodozależna, ale pracuje w trybie ciągłym . Potencjał bioodpadowy kraju pozwala na budowę nawet kilku tysięcy mniejszych i większych instalacji, zarówno zintegrowanych z rynkiem rolno-spożywczym, jak i działających na wysypiskach odpadów i oczyszczalniach ścieków. Jednak obecnie branża biogazowa jest niedoinwestowana, gdyż ustawodawca nie docenia jej charakteru polegającego nie tylko na produkcji energii, ale i utylizacji odpadów, a przez to pochłaniania szkodliwych emisji, co powinno być osobno wynagradzane w systemach wsparcia.  

BioLNG powstające ze skroplonego biometanu to konieczność dla koncernów paliwowych zobowiązanych do realizacji Narodowego Celu Wskaźnikowego. Drogą do realizacji NCW jest budowa kilkuset odpowiednio dużych instalacji produkujących biogaz, oczyszczających go do biometanu i finalnie skraplających. Mamy wtedy do czynienia z paliwem powstającym w krajowych rozproszonych źródłach, co uzupełnia zawsze ryzykowny eksport i zwiększa niezależność paliwową kraju. – mówi Artur Zawisza, Prezes Zarządu, Unia Producentów i Pracodawców Przemysłu Biogazowego.

Energia z odpadów wykorzystywana w transporcie

Zielony wodór uważany jest za substytut paliw kopalnych, szczególnie w lotnictwie i transporcie morskim. Końcówka 2022 roku przyniosła istotne osiągnięcie w obszarze transportu lotniczego. W Wielkiej Brytanii uruchomiono pierwszy wojskowy samolot Airbus A330, w którym użyto zrównoważonego paliwa lotniczego SAF. Było to wspólne przedsięwzięcie RAF, DE&S oraz ich partnerów – Airbus, AirTanker, Rolls-Royce. Do tego zespołu dołączyła także firma Air BP, która dostarczyła paliwo. Do 2040 roku RAF planuje być pierwszymi siłami powietrznymi na świecie, które wyróżniać się będą zerową emisją netto.

Biogaz można stosować jako paliwo szczególnie w czasach obecnego kryzysu, co zabezpiecza produkcję energii. Dzięki temu biogaz potrafi dostarczyć nie tylko prąd, ale także ciepło. Pokłosiem tego stają się oszczędności konsumentów i zyski dla środowiska – resztki organiczne, z których biogaz powstaje nie są jedynie utylizowane, ale również przetwarzane i efektownie zagospodarowane.

Jakie panują trendy i jakie są obecne wyzwania w magazynowaniu energii?

Rozmiar energii odnawialnej należy mierzyć nie w mocy zainstalowanej wyrażonej w gigawatach, ale w realnej produkcji wyrażonej w gigawatogodzinach. Wtedy wyraźnie widać, że źródła pogodozależne uzyskują większą efektywność poprzez magazynowanie energii. Koncerny energetyczne powinny premiować przyłączanie do sieci magazynów  energii, a niezależnie od tego współdzielenie sieci pomiędzy mniej i bardziej stabilnymi odnawialnymi źródłami energii. – komentuje Artur Zawisza, Prezes Zarządu, Unia Producentów i Pracodawców Przemysłu Biogazowego.

Biogazownie a dywersyfikacja energetyczna

W czasach zachwiania bezpieczeństwa energetycznego, niezbędna jest dywersyfikacja źródeł energii i dekarbonizacja miksu energetycznego. Udział niezależnej energii w miksie energetycznym zapewnia stabilność dostaw energii i dbałość o środowisko. Do takich źródeł należą przykładowo: energetyka wiatrowa, jądrowa, czy biogazownie. Jest to zatem przyszłość, jeśli chodzi o metody dywersyfikacji źródeł energii.

Rozpatrując kwestie ogrzewania, można przywołać przykład wsi Przybroda w Województwie Wielkopolskim. To tam pod koniec 2022 roku ciepło produkowane w doświadczalnej biogazowni Uniwersytetu Przyrodniczego w Poznaniu, trafiło do mieszkańców części domów. Biogazownia powstała w 2019 roku, produkuje rocznie tyle ciepła, ile porównać można do efektu spalania 800 ton węgla. Docelowo system ciepłowniczy ma ogrzewać ponad 400 mieszkańców. Obecnie, w fazie eksperymentalnej, ciepło trafia do 58 odbiorców. Innowacją na skalę międzynarodową w tej biogazowni są takie rozwiązania jak np. akcelerator biotechnologiczny (hydrolizer), który ma zdolność przyspieszania wstępnego procesu fermentacji i rozkładu substratów.

Biogazownia możliwa niemal wszędzie

Inwestycje biogazowe, ale te mniejsze, o mocy poniżej 500 kW lub produkujące do 1 mln sześciennego metanu rocznie, mają łatwiejszą drogę realizacji. Nie jest tu konieczne wydanie decyzji środowiskowej, opracowanie raportu wpływu na środowisko ani też konsultacje społeczne. W związku z tym ścieżka administracyjna skrócona jest do minimum.

Porozumienie w sprawie CBAM

Aktualności, Klimat, Środowisko, , Możliwość komentowania Porozumienie w sprawie CBAM została wyłączona

We wtorek, dnia 13 grudnia 2022 r. Komisja Europejska przyjęła porozumienie polityczne (wstępne porozumienie) osiągnięte między Parlamentem Europejskim a Radą Europejską w sprawie mechanizmu dostosowywania cen na granicach z uwzględnieniem emisji dwutlenku węgla (CBAM). Negocjacje dotyczyły wniosku Komisji Europejskiej dotyczącego rozporządzenia ustanawiającego mechanizm dostosowywania cen na granicach z uwzględnieniem emisji dwutlenku węgla.

Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM) jest częścią pakietu klimatycznego, unijnego programu Fit for 55, który zakłada ograniczenie emisji gazów cieplarnianych o co najmniej 55% do 2030 r. w porównaniu z poziomami z 1990 r. Stanowi on krok ku neutralności klimatycznej przewidzianej w Europejskim Zielonym Ładzie. System ma zastąpić mechanizm przydziału bezpłatnych uprawnień w ramach Europejskiego Systemu Handlu Emisjami (ETS).

Mechanizm ustalający cenę za dwutlenek węgla emitowany podczas produkcji towarów, które są importowane do Unii Europejskiej ma być przełomowym narzędziem przyśpieszającym dekarbonizację europejskiego przemysłu. CBAM wejdzie w życie 1 października 2023 r. i dąży do zapobiegania „dumpingowi środowiskowemu” bądź „wyciekowi emisji” czyli sytuacji, w której przedsiębiorstwa z siedzibą w UE przenoszą wysokoemisyjną produkcję za granicę do krajów z mniej rygorystyczną polityką klimatyczną niż w UE, lub gdy unijne produkty są zastępowane bardziej wysokoemisyjnymi produktami importowanymi.

System ma przede wszystkim pozwolić na to, żeby unijni importerzy kupowali certyfikaty węglowe odpowiadające cenie, jaką musieliby zapłacić, gdyby towary zostały wyprodukowane w ramach unijnych reguł ustalania cen emisji dwutlenku węgla. Z kolei gdy producent spoza UE wykaże, że zapłacił już cenę za węgiel wykorzystany do produkcji importowanych towarów w państwie trzecim, odpowiedni koszt może zostać w całości odliczony dla importera z UE. CBAM ma zatem zagwarantować, że cena emisji dwutlenku węgla w przywozie będzie równoważna z ceną emisji dwutlenku węgla w produkcji krajowej, zapewniając w ten sposób realizację unijnych celów klimatycznych.

CBAM będzie początkowo miał zastosowanie do niektórych towarów i wybranych prekursorów (cementu, żelaza i stali, aluminium, nawozów, energii elektrycznej i wodoru), których produkcja wiąże się z dużymi nakładami dwutlenku węgla, objętych mechanizmem ETS.

W pierwszej fazie (fazie przejściowej) importerzy będą musieli jedynie zgłaszać emisję gazów cieplarnianych wbudowanych w ich import, pochodzących z produkcji towarów do chwili ich przywozu na obszar celny Unii (emisje bezpośrednie), bez żadnych płatności ani dostosowań finansowych. System będzie się zatem sprowadzał do obowiązków sprawozdawczych – jego celem będzie gromadzenie danych. Natomiast emisje pośrednie zostaną objęte systemem po okresie przejściowym, na podstawie w międzyczasie określonej metodologii. CBAM w fazie przejściowej wejdzie w życie z dniem 1 października 2023 r. Takie stopniowe wprowadzanie systemu ma ułatwić zastosowanie się do projektowanego rozporządzenia przedsiębiorstwom i organom publicznym.

Po wejściu w życie stałego systemu, który zostanie oparty na zmienionych zasadach EU ETS, importerzy będą musieli co roku deklarować ilość towarów zaimportowanych do EU w poprzednim roku oraz związanych z nimi GHG (wskaźnik emisji gazów cieplarnianych). W dalszej kolejności będą oni przekazywać odpowiednią liczbę certyfikatów CBAM do umorzenia. Kwestia obliczania cen certyfikatów w oparciu o średniotygodniową cenę aukcyjną EU ETS wyrażoną w €/tonę wyemitowanego CO2 wydaje się przesądzona. Harmonogram wejścia w życie systemu stałego jest obecnie jeszcze na etapie negocjacji.

Przed końcem okresu przejściowego w gestii Komisji pozostanie ocena kwestii tego, czy do 2030 r. rozszerzyć system na wszystkie towary objęte EU ETS. Przewiduje się, że docelowy system będzie funkcjonować w pełni w 2026 r.

Najważniejsi przedstawiciele systemu instytucjonalnego Unii Europejskiej w osobie Ursuli von der Leyen, Fransa Timmermansa, Valdisa Dombrovskisa czy Paola Gentiloniego wspólnie podkreślają, iż poprzez osiągnięte porozumienie Unia Europejska zbliża się do dekarbonizacji gospodarki i przemysłu w ramach swoich ambicji osiągnięcia neutralności klimatycznej do 2050 r.

Autor: Jakub Kawalerski, Julia Fischer, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

Kongres Nowej Mobilności 2022

Aktualności, Środowisko, , , Możliwość komentowania Kongres Nowej Mobilności 2022 została wyłączona

W dniach 12-14 września 2022 r. odbyła się w Łodzi 3. edycja Kongresu Nowej Mobilności – jednego z ważniejszych wydarzeń branży zrównoważonego transportu w Europie Środkowo-Wschodniej. Wydarzenie zostało zorganizowane przez Polskie Stowarzyszenie Paliw Alternatywnych oraz Miasto Łódź.

Bez wątpienia, były to trzy dni intensywnych debat, dyskusji, wymiany doświadczeń i idei kluczowych ekspertów i praktyków sektora zeroemisyjnych technologii. Uczestnikami kongresu byli m.in. operatorzy transportowi, producenci, firmy technologiczne, energetyczne i infrastrukturalne.

Jeden z głównych tematów rozmów to wprowadzane na rynek technologie nowej generacji, identyfikacja modeli biznesowych oraz wymagań infrastrukturalnych gwarantujących finansowanie projektów mobilnościowych. Zmniejszenie emisji oraz umożliwienie bezpiecznego i zrównoważonego przepływu ludzi, towarów i usług okazało się jednym z celów debat prowadzonych podczas wydarzenia.

Dużo dyskusji poświęcono kwestii elektryfikacji polskiej i europejskiej floty pojazdów, w tym w szczególności istotne wydaje się zagadnienie elektryfikacji transportu ciężkiego. W ostatnim dniu KNM dyskutowano właśnie o wyzwaniach stojących przed firmami transportowymi i operatorami logistycznymi w związku z koniecznością redukcji emisji. Na tym tle na uwagę zasługuje ogłoszona podczas Kongresu inauguracja współpracy pomiędzy Volvo Trucks, IKEA Industry i Raben Group. Wspomniane firmy podpisały umowę o współpracy w zakresie zeroemisyjnego transportu ciężkiego w Polsce, o czym poinformowano podczas ostatniego dnia KNM. Zgodnie z upublicznionymi planami biznesowymi IKEA wdroży elektryczne samochody ciężarowe Volvo w transporcie wewnętrznym pomiędzy dwoma swoimi fabrykami w Polsce. Pojazdy mają być obsługiwane przez Grupę Raben, a wnioski z pilotażu zostaną wykorzystane przy dalszym rozwijaniu elektryfikacji operacji transportowych w większej skali. Życzymy przedsięwzięciu sukcesu i czekamy z niecierpliwością na pierwsze polskie doświadczenia w tym segmencie.

Znaczące miejsce w dyskusjach miały zagadnienia związane z rozwojem gospodarki wodorowej i transportu opartego na wykorzystaniu zielonego wodoru. Uczestnicy wydarzenia omówili również wyzwania unijnej polityki klimatycznej do 2035 r., kwestię tworzenia stref czystego powietrza w centrach miast oraz system wdrażania zelektryfikowanych flot w polskich firmach.

Portal Energia.edu.pl objął patronatem medialnym Kongres Nowej Mobilności 2022.

Źródło wykorzystanej grafiki: https://kongresnowejmobilnosci.pl/

Europosłowie za włączeniem gazu i energii jądrowej do taksonomii

Aktualności, Atom, Energetyka, Gaz, Klimat, Środowisko, Możliwość komentowania Europosłowie za włączeniem gazu i energii jądrowej do taksonomii została wyłączona

Parlament Europejski nie sprzeciwił się rozporządzeniu delegowanemu Komisji w sprawie unijnej systematyki dotyczącej zmiany klimatu (Rozporządzenie delegowane w sprawie gazu ziemnego). Komisja proponuje w nim, by na określonych warunkach włączyć konkretne rodzaje działalności w dziedzinie gazu i energii jądrowej do wykazu ekologicznej działalności gospodarczej objętej taksonomią unijną.

Gaz ziemny w taksonomii UE

Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2020/852 z dnia 18 czerwca 2020 r. w sprawie ustanowienia ram ułatwiających zrównoważone inwestycje, zmieniające rozporządzenie (UE) 2019/2088 (Rozporządzenie w sprawie taksonomii UE) ustanawia 3 typy działalności:

  • niskoemisyjną (art. 10 ust. 1),
  • przejściową (art. 10 ust. 2) oraz
  • wspomagającą (Art. 16).

W Rozporządzeniu delegowanym w sprawie gazu ziemnego Komisja zaliczyła niektóre działalności w zakresie energii jądrowej i gazu ziemnego do drugiej kategorii działań. Uznaje się je za działania, których nie można jeszcze zastąpić wykonalnymi technologicznie i ekonomicznie alternatywami niskoemisyjnymi, ale które przyczyniają się do łagodzenia zmian klimatu i mogą odegrać ważną rolę w przejściu na gospodarkę zeroemisyjną, zgodnie z celami klimatycznymi Unii oraz z zastrzeżeniem pewnych warunków i bez wypierania inwestycji w  źródła odnawialne.

Rozporządzenie delegowane w sprawie gazu ziemnego przewiduje również określone wymogi informacyjne związane z działalnością związaną z energią jądrową i gazem ziemnym poprzez zmianę aktu delegowanego dotyczącego ujawniania informacji zgodnie z przepisami art. 8 Rozporządzenia w sprawie taksonomii UE (Rozporządzenie delegowane Komisji (UE) 2021/2178 z dnia 6 lipca 2021 r. uzupełniające rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2020/852 przez sprecyzowanie treści i prezentacji informacji dotyczących zrównoważonej środowiskowo działalności gospodarczej, które mają być ujawniane przez przedsiębiorstwa podlegające art. 19a lub 29a dyrektywy 2013/34/UE, oraz określenie metody spełnienia tego obowiązku ujawniania informacji). Poprawka ta wprowadza wymóg, aby duże notowane na giełdzie spółki niefinansowe i finansowe ujawniały część swojej działalności związanej z energią jądrową i gazem ziemnym. Ma to pomóc inwestorom w dokonywaniu świadomych wyborów.

Wymagania dla działalności związanej z gazem ziemnym

Rozporządzenie delegowane w sprawie gazu ziemnego odnosi się do 3 rodzajów działalności związanych z gazem ziemnym:

  1. wytwarzanie energii elektrycznej z wykorzystaniem kopalnych paliw gazowych,
  2. wysokosprawna kogeneracja ciepła/chłodu i energii z wykorzystaniem kopalnych paliw gazowych,
  3. produkcja ciepła/chłodu z wykorzystaniem kopalnych paliw gazowych w efektywnym ciepłownictwie/chłodnictwie systemowym.

Pamiętać trzeba, że w art. 9 Rozporządzenie w sprawie taksonomii UE określa cele środowiskowe, które muszą spełniać działalności objęte aktami uzupełniającymi. Dla działalności związanych z gazem ziemnym najbardziej wymagające warunki związane są z celem polegającym na łagodzeniu zmian klimatu. Każda z tych działalności musi spełniać jeden z następujących progów emisji:

  • emisje w cyklu życia są poniżej 100 g CO2e/kWh lub
  • dla instalacji, dla których uzyskano pozwolenie na budowę do końca 2030 r. i w przypadku braku dostępności źródeł odnawialnych w wystarczającej skali, emisje bezpośrednie wynoszą poniżej 270 g. CO2e/kWh lub, w przypadku działalności związanej z wytwarzaniem energii elektrycznej, ich roczna bezpośrednia emisja gazów cieplarnianych nie może przekroczyć średnio 550 kg CO2/kW mocy obiektu przez 20 lat. W takim przypadku działalności musi spełniać szereg warunków kumulatywnych m.in. działalność zapewnia pełne przejście na gazy odnawialne lub niskoemisyjne do końca 2035 r.

Dotychczasowe i przyszłe losy rozporządzenia delegowanego

Komisja Europejska formalnie przyjęła Rozporządzenie delegowane w sprawie gazu ziemnego w dniu 9 marca 2022 r. Parlament i Rada mają czas do 11 lipca 2022 r. na podjęcie decyzji w jego sprawie.

W dniu 14 czerwca 2022 r. europosłowie zasiadający w Komisji Gospodarczej i Monetarnej oraz Komisji Ochrony Środowiska Naturalnego, Zdrowia Publicznego i Bezpieczeństwa Żywności przyjęli sprzeciw wobec Rozporządzenia delegowanego w sprawie gazu ziemnego w stosunku głosów 76 przeciw, 62 za i 4 wstrzymujących się. Żeby ten sprzeciw został podtrzymany, na posiedzeniu plenarnym Parlamentu Europejskiego musiałaby za nim zagłosować absolutna większość (353 europosłów).

Ostatecznie za rezolucją zagłosowało 278 posłów, 328 głosowało przeciw, zaś 33 wstrzymało się od głosu. Jeżeli ani Parlament, ani Rada nie odrzucą wniosku do 11 lipca 2022 r., Rozporządzenie delegowane dla gazu ziemnego wejdzie w życie i będzie obowiązywać od 1 stycznia 2023 r.

Autor: Marcel Krzanowski, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

***

Zapraszamy do zapoznania się z nowym tekstem opublikowanym na portalu zamówienia.org.pl: Etapy prowadzenia postępowania w trybie podstawowym z możliwością negocjacji i w trybie podstawowym z negocjacjami.

Magazynowanie energii elektrycznej w postaci wodoru

Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, energia elektryczna, Gaz, Klimat, OZE, Środowisko, , , , Możliwość komentowania Magazynowanie energii elektrycznej w postaci wodoru została wyłączona

Coraz częściej do głównego dyskursu w sektorze energetycznym wkracza temat magazynowania energii elektrycznej w postaci wodoru oraz wytwarzania energii elektrycznej za pomocą wodoru. W szczególności ta tendencja jest widoczna na poziomie europejskim – Komisja Europejska celami unijnej strategii wodorowej chce doprowadzić do uruchomienia do 2026 roku elektrolizerów o łącznej mocy 6 GW i produkcji miliona ton wodoru pochodzącego z elektrolizy z wykorzystaniem odnawialnej energii elektrycznej. Do 2030 roku zaś przewiduje się instalację co najmniej 40 GW mocy elektrolizerów i roczną produkcję co najmniej 10 mln ton wodoru z OZE. W Polskiej Strategii Wodorowej do roku 2030 z perspektywą do roku 2040 przewidziano natomiast, że do 2030 roku Polska osiągnie moc zainstalowanej z niskoemisyjnych źródeł i procesów na poziomie 2 GW, która umożliwi produkcję 193 634,06 ton wodoru rocznie, co pokryje 99,4% zapotrzebowania na wodór w gospodarce narodowej.

„Czysty wodór” i jego łańcuch wartości wskazuje się jako jeden z kluczowych obszarów umożliwiających odblokowanie inwestycji w celu wspierania zrównoważonego wzrostu gospodarczego i zatrudnienia. Wodorowe ogniwa paliwowe bowiem stanowią opcję przekształcania wodoru w energię elektryczną i ciepło (bez emisji dwutlenku węgla), wytwarzając jedynie wodę, co stanowi oczywistą środowiskową przewagę nad ogniwami paliwowymi zasilanymi z innych źródeł. Wodór jako nośnik energii charakteryzuje się najwyższą spośród paliw energią właściwą 33 Wh/g oraz wartością opałową na poziomie 120 MJ/kg, a jego spalanie jest neutralne dla środowiska, co przemawia na korzyść stosowania tego gazu jako paliwa.

Nie bez znaczenia jest fakt, że w odróżnieniu od ogniw galwanicznych, w których energia wytwarzanego prądu musi zostać wcześniej zgromadzona wewnątrz tych urządzeń, wodorowe ogniwa paliwowe nie wymagają wcześniejszego ładowania. Do produkcji energii elektrycznej wykorzystuje się wodór na anodzie oraz tlen na katodzie – tj. ogniwa wodorowe. Samo ogniwo generuje energię elektryczną z reakcji utleniania stale dostarczanego do niego z zewnątrz wodoru.

Magazynowanie wodoru realizuje się, zależnie od sposobu i warunków jego przechowywania, następującymi metodami: w postaci sprężonej w zbiornikach, w postaci ciekłej w zbiornikach metalowych i kompozytowych, w postaci stałej związanej w wodorkach umieszczonych w pojemnikach lub adsorpcyjne w nanorurkach węglowych, a także w postaci odwracalnych połączeń chemicznych o dużej zawartości wodoru. Magazynowanie energii opartej o wodór odbywa się zatem poprzez umieszczenie w odpowiednio do tego przystosowanym zbiorniku systemu elektrolizy, systemu zasilania ogniw paliwowych i układu magazynowania wodoru.

Co mówią obecne przepisy?

Obecne uregulowania prawne obowiązujące w Polsce nie wyodrębniają możliwości magazynowania energii elektrycznej w formie gazowej, w tym w formie wodoru. W aktualnym stanie prawnym bowiem art. 3 pkt 10k ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 roku – Prawo energetyczne (dalej jako: PE) definiuje „magazyn energii elektrycznej” jako instalację umożliwiającą magazynowanie energii elektrycznej i wprowadzenie jej do sieci elektroenergetycznej. Brak jest natomiast w przepisach PE definicji magazynu energii w innej postaci, w tym energii której nośnikiem byłby wodór. Art. 3 pkt. 59 PE definiuje „magazynowanie energii elektrycznej” jako przetworzenie energii elektrycznej pobranej z sieci elektroenergetycznej lub wytworzonej przez jednostkę wytwórczą przyłączoną do sieci elektroenergetycznej i współpracującą z tą siecią do innej postaci energii, przechowanie tej energii, a następnie ponowne jej przetworzenie na energię elektryczną.

Podobnie jest w ustawie z dnia 20 lutego 2015 roku o odnawialnych źródłach energii – art. 2 pkt 17b Ustawy OZE „magazyn energii” oznacza wyodrębnione urządzenie lub zespół urządzeń służących do przechowywania energii w dowolnej postaci, niepowodujących emisji będących obciążeniem dla środowiska, w sposób pozwalający co najmniej na jej częściowe odzyskanie.

Więcej szczegółów zawarto w prawie unijnym. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej (dalej: Dyrektywa rynkowa) w art. 2 pkt 59 stanowi, że „magazynowanie energii” oznacza odroczenie, w systemie energetycznym, końcowego zużycia energii elektrycznej w stosunku do momentu jej wytworzenia lub przekształcenie jej w inną postać energii, umożliwiającą jej magazynowanie, magazynowanie takiej energii, a następnie ponowne przekształcenie takiej energii w energię elektryczną lub wykorzystanie jej w postaci innego nośnika energii. Art. 2 pkt 60 Dyrektywy rynkowej stanowi natomiast, że „instalacja magazynowania energii” oznacza, w systemie energetycznym, instalację, w której ma miejsce magazynowanie energii.

Widać zatem, że obecnie obowiązujące przepisy zarówno prawa polskiego, jak i prawa europejskiego nie wyodrębniają ani instalacji power-to-gas (P2G), ani rodzaju działalności polegającej na magazynowaniu energii w sieci gazowej, której nośnikiem jest gaz zatłoczony do tej sieci z instalacji P2G. Analizując ponownie definicję „magazynowania energii elektrycznej” z PE można uznać, że wyłącznie na jej podstawie magazynowanie energii elektrycznej mogłoby mieć miejsce w sieci gazowej – prawodawca wskazał, że możliwe jest magazynowanie energii poprzez jej przetworzenie do innej postaci energii. Jednak istniejąca definicja „magazynu energii elektrycznej” z PE wyklucza jednocześnie możliwość przyjęcia, że sieć gazowa stanowi magazyn energii. Tak więc w świetle powyższego przekształcenie energii elektrycznej w wodór potencjalnie mogłoby zostać uznane za magazynowanie energii, niemniej jednak należy zwrócić uwagę, że instalacja power-to-gas nie może zostać uznana za instalację, w której magazynuje się energię, a jedynie za instalację, która może wspierać proces magazynowania energii.

Projekt ustawy i potencjalne zmiany

Obecnie w wykazie prac na stronie Rządowego Centrum Legislacji znajduje się projekt ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz ustawy o odnawialnych źródłach energii (numer z wykazu: UC74). W projekcie proponuje się dodanie do art. 3 PE punktu 10ka wprowadzającego definicję magazynu energii. Zgodnie z projektowanym rozwiązaniem „magazyn energii” oznaczałby instalację umożliwiającą magazynowanie energii.

Proponowane w tej nowelizacji pojęcia „magazynowania energii” w połączeniu
z obecnie już obowiązującą definicją „magazynowania energii elektrycznej”, odpowiadają co prawda definicji „magazynowania energii” zawartej w Dyrektywie rynkowej, ograniczają jednak te aktywności wyłącznie do sektora elektroenergetycznego. Zasadnym wydaje się – przy uwzględnieniu założeń Europejskiego Zielonego Ładu i doprecyzowujących go strategii unijnych (wodorowej i integracji systemu energetycznego) celowe wydaje się rozważenie przyjęcia definicji magazynu energii, która obok podziemnego magazynowania gazu obejmie również współpracujące z tym magazynem instalacje służące do konwersji energii (np. elektrolizer, instalacja SRM, ogniwa paliwowe, instalacja metanizacji wodoru).

Działalność produkcyjna energii elektrycznej a możliwość konwersji

W obecnym kształcie obowiązujących definicji brak jest rozróżnienia działalności produkcyjnej lub wytwórczej energii elektrycznej od świadczenia usług konwersji energii elektrycznej przez operatorów systemów gazowych lub elektroenergetycznych. W przypadku usługi świadczonej przez operatora obejmuje ona zmianę nośnika energii, która nie stanowi własności operatora. W takim ujęciu instalacje służące do metanizacji wodoru, reformingu parowego metanu, P2G oraz ogniwa paliwowe, nie byłyby tratowane jako infrastruktura produkcyjna lub wytwórcza, ale jako urządzenia współpracujące z magazynem energii służące konwersji nośnika energii. Obecne rozwiązania – na gruncie obowiązującego stanu prawnego – dopuszczają magazynowanie wodoru w instalacji magazynowej w rozumieniu PE przez właściwych operatorów systemów.

Warto zaznaczyć przy tym, że Europejska Sieć Operatorów Systemów Przesyłowych Gazu (ENTSOG) uznaje za konieczne legislacyjne uznanie technologii P2G za instalacje konwersji energii (nie zaś instalacje wytwórcze), zaś świadczenie usług z ich wykorzystaniem powinno być dozwolone także dla operatorów systemów gazowych. Takie rozwiązanie nie naruszałoby bowiem zasady unbundlingu, a jednocześnie stanowiłoby rozwiązanie poszerzające możliwość magazynowania energii elektrycznej i byłoby impulsem do rozwoju rynku.

Zasadność umożliwienia magazynowania energii elektrycznej w formie wodoru

Takie zmiany w uregulowaniach wydają się zgodne z ideą łączenia sektorów i hybrydowych systemów energetycznych (co stanowi zresztą jeden z postulatów ENTSOG). Przy zmienionej definicji magazynu energii, potencjalnie zatłoczony do podziemnych magazynów gazu wodór i technologie konwersji mogłyby jednocześnie zapewniać elastyczność i zabezpieczać stabilne działanie systemu elektroenergetycznego, sieci gazowych metanowych, jak i sieci wodorowych.

Wprowadzenie stosownych zmian umożliwiłoby zatem wykorzystanie najnowszych technologii i instalacji konwersji energii, które współpracując z magazynem energii zapewnią optymalną elastyczność i interoperacyjność systemów elektroenergetycznego i gazowego. Przykładowo – potencjalnie do tej samej instalacji magazynowej możliwe było wprowadzenie zarówno wodoru wytworzonego bez udziału energii elektrycznej, jak i wodoru wytworzonego z udziałem energii elektrycznej. Za takim podejściem do infrastruktury i regulacji przemawiają silne argumenty ekonomiczne powoływane m.in. przez Gas Infrastructure Europe, w świetle których już teraz potencjał magazynowania wodoru w podziemnych magazynach gazu zlokalizowanych na terenie UE szacuje się na ok. 60 TWh wskazując jednocześnie, że technologia magazynowania energii za pośrednictwem wodoru w podziemnych magazynach gazu jest ok. 100-krotnie tańsza niż magazynowanie energii przy wykorzystaniu magazynów energii elektrycznej w postaci baterii[1]. Z tych względów uzasadnione może być częściowe przekształcenie dotychczasowych podziemnych magazynów gazu w magazyny przeznaczone do magazynowania czystego wodoru.

Autor: Bartłomiej Gawrecki, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

***

Zapraszamy do zapoznania się z nowym tekstem opublikowanym na portalu zamówienia.org.pl: Etapy prowadzenia postępowania w trybie podstawowym z możliwością negocjacji i w trybie podstawowym z negocjacjami.

[1] GIE Position Paper on the Regulation of Hydrogen Infrastructure, 2021 s. 5: <https://ec.europa.eu/info/sites/default/files/energy_climate_change_environment/events/presentations/06.01_mf35-presentation-gie-hydrogen_paper-bahke.pdf>

Plan REPowerEU

Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, Gaz, Klimat, OZE, Środowisko, , , , Możliwość komentowania Plan REPowerEU została wyłączona

Z uwagi na inwazję Rosji na Ukrainę i związany z nią unijny system sankcji na przywóz węgla i ropy naftowej z Rosji oraz wstrzymanie dostaw gazu ziemnego dostarczanego do Polski i Bułgarii, konieczne stało się dalsze zmniejszanie zależności Unii Europejskiej od rosyjskich paliw kopalnych. W tym celu Komisja Europejska dnia 18 maja 2022 r. wydała komunikat do Parlamentu Europejskiego, Rady Europejskiej, Rady Europejskiego Komitetu Ekonomiczno-Społecznego i Komitetu Regionów „Plan REPower” (dalej: „REPowerEU”). Przewidziane w ramach tego komunikatu działania mają jednocześnie dążyć do przyspieszenia transformacji energetycznej, stanowiąc uzupełnienie pakietu „Gotowi na 55”. Cele REPowerEU obejmują następujące sfery:

  • Oszczędności energii,
  • Dywersyfikację dostaw,
  • Szybkie zastąpienie paliw kopalnych dzięki przyspieszeniu transformacji Europy w kierunku czystej energii,
  • Inteligentne łączenie inwestycji i reform,
  • Wzmocnienie gotowości.

Oszczędności energii

Podjęcie działań w tym zakresie uważane jest za najszybszy i najtańszy sposób przeciwdziałania kryzysowi energetycznemu. Jest on kluczowy dla najbliższych, określonych przez Komisję jako „krytycznych”, miesięcy.

Komisja proponuje przede wszystkim zwiększenie do 13 % wiążącego celu określonego w dyrektywie Parlamentu Europejskiego i Rady 2012/27/UE z dnia 25 października 2012 r. w sprawie efektywności energetycznej, zmiany dyrektyw 2009/125/WE i 2010/30/UE oraz uchylenia dyrektyw 2004/8/WE i 2006/32/WE. W związku z powyższym Komisja wezwała Parlament i Radę do umożliwienia dodatkowych oszczędności energii i zwiększenia efektywności energetycznej budynków w ramach dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/31/UE z dnia 19 maja 2010 r. w sprawie charakterystyki energetycznej budynków oraz procedowanego obecnie projektu rozporządzenia ustanawiającego ramy ustalania wymogów dotyczących ekoprojektu dla zrównoważonych produktów i uchylającego dyrektywę 2009/125/WE.

Natychmiastowe działania zmierzające do zwiększenia oszczędności energii mają zostać podjęte przez Państwa Członkowskie – wzywane są one do wykorzystywania takich środków wspierających, zachęcających do zakupu bardziej efektywnych urządzeń, jak np. obniżone stawki VAT na wysokoefektywne systemy grzewcze i izolację budynków. Na poziomie lokalnym znaczenie mają też programy podnoszenia świadomości i informowania oraz programy wsparcia, audyty energetyczne i plany zarządzania energią, deklarowanie celów w zakresie oszczędności oraz zapewnienie zaangażowanie mieszkańców. Warto jednak zwrócić uwagę na to, że komunikat, jako akt prawa miękkiego, nie wywołuje wiążących skutków prawnych w stosunku do Państw Członkowskich. Komisja w celu zapewnienia realizacji powyższych działań opublikuje jeszcze w 2022 r. wytyczne dotyczące aktualizacji krajowych planów w dziedzinie energii i klimatu przez Państwa Członkowskie w 2024 r.

Dywersyfikacja importu energii

Komisja zwraca uwagę na to, iż utworzona została już unijna platforma energetyczna na rzecz dobrowolnych wspólnych zakupów gazu, LNG i wodoru, która umożliwia łączenie i strukturyzację popytu. Komisja ma w planach stworzenie nowego, dobrowolnego mechanizmu wspólnych zakupów, w ramach którego możliwe będzie prowadzenie negocjacji i zawieranie umów w imieniu Państw Członkowskich w zakresie połączonego popytu na gaz i wprowadzanie go na rynek na konkurencyjnych zasadach. Regionalne grupy zadaniowe, przez które działałaby nowa platforma, określałyby potrzeby i dywersyfikację wariantów dostaw. Specjalny kanał współpracy z Państwami Członkowskimi służyłby wspólnym zakupom wodoru.

Platforma miałaby szczególne znaczenie dla Państw Członkowskich, których sektor energetyczny jest obecnie zależny od Rosji. Będzie ona wspierała stosunki z państwami Wspólnoty Energetycznej, partnerami Unii Europejskiej w jej bliskim sąsiedztwie i partnerami, którzy zobowiązali się do przestrzegania przepisów rynku wewnętrznego Unii i wspólnego bezpieczeństwa dostaw.

Zastąpienie paliw kopalnych i przyspieszenie transformacji Europy w kierunku czystej energii

Pełne odejście od rosyjskich paliw kopalnych wymaga zwiększenia stosowania energii odnawialnej w sektorze wytwarzania energii elektrycznej, przemyśle, budynkach i transporcie. Komisja przewiduje podwyższenie celu redukcji emisji gazów cieplarnianych do roku 2030 z poziomu 40% do poziomu 45%. W tym zakresie istotną rolę ma pełnić fotowoltaika – cel REPowerEU zakłada, że  do 2025 r. mają zostać zainstalowane nowe panele fotowoltaiczne o mocy ponad 320 GW, a do 2030 r. – o mocy niemal 600 GW. W związku z powyższym Komisja w dniu publikacji komunikatu wydała Unijną strategię na rzecz energii słonecznej. Komisja zobowiązała się też do przedstawienia wymogów dotyczących ekoprojektu i etykietowania energetycznego w odniesieniu do instalacji fotowoltaicznych w pierwszym kwartale 2023 r.

Kolejnym celem REPowerEU jest rozwój zdolności magazynowania energii elektrycznej – w ramach powyższego celu planuje się uznanie magazynów energii za leżące w nadrzędnym interesie publicznym i ułatwienie wydawania pozwoleń na ich wdrażanie.

W procesie wyeliminowania gazu ziemnego, węgla i ropy naftowej z gałęzi przemysłu i transportu kluczową rolę pełni odnawialny wodór. W REPowerEU określono zatem cel na poziomie 10 mln ton wewnętrznej produkcji wodoru odnawialnego i 10 mln ton przywozu wodoru odnawialnego do 2030 r. Komisja proponuje m.in. następujące działania, które mają zmierzać do osiągnięcia tego celu:

  • podwyższenie celów cząstkowych w zakresie paliw odnawialnych pochodzenia niebiologicznego do 75% w przemyśle i 5% w transporcie,
  • szybkie zakończenie zmian pakietu dotyczącego rynku wodoru i gazu,
  • dokonanie dopłat uzupełniających do inwestycji w ramach programu „Horyzont Europa” w odniesieniu do Wspólnego Przedsięwzięcia na rzecz Wodoru (200 mln EUR),
  • publikacja dwóch aktów delegowanych dotyczących definicji i produkcji wodoru odnawialnego,
  • wsparcie rozwoju trzech głównych korytarzy przywozu wodoru przez Morze Śródziemne, obszar Morza Północnego i z Ukrainą, gdy będzie to możliwe,
  • nakreślenie do marca 2023 r. wstępnych potrzeb w zakresie infrastruktury wodorowej, na podstawie rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 347/2013 z dnia 17 kwietnia 2013 r. w sprawie wytycznych dotyczących transeuropejskiej infrastruktury energetycznej, uchylającego decyzję nr 1364/2006/WE oraz zmieniającego rozporządzenia (WE) nr 713/2009, (WE) nr 714/2009 i (WE) nr 715/2009, w procesie, w którym uczestniczyć będą Państwa Członkowskie, krajowe organy regulacyjne, ACER, ENTSO gazu, promotorzy projektów i inne zainteresowane strony,
  • uruchomienie finansowania unijnego w ramach instrumentu „Łącząc Europę”, polityki spójności i Instrumentu na rzecz Odbudowy i Zwiększania Odporności (dalej: „RFF”).

Komisja zaznacza jednocześnie, że gaz ziemny zastępowany będzie również przez pozostałe formy wodoru wytwarzanego ze źródeł innych niż kopalne, w szczególności przez wodór uzyskany z wykorzystaniem energetyki jądrowej.

Zmniejszenie przywozu gazu ziemnego z Rosji ma zostać przeprowadzone również dzięki realizacji kolejnego celu ustanowionego w komunikacie – celu zwiększenia zrównoważonej produkcji biometanu do 35 mld m3 do 2030 r. Do realizacji powyższego celu konieczne mają okazać się m.in. następujące działania:

  • ustanowienie przemysłowego partnerstwa biogazu i biometanu w celu stymulowania łańcucha wartości gazów odnawialnych,
  • wprowadzenie dodatkowych środków zachęcających producentów biogazu do tworzenia wspólnot energetycznych,
  • stosowanie zachęt do uzdatniania biogazu w celu uzyskania biometanu,
  • propagowanie dostosowania istniejącej i wdrożenia nowej infrastruktury do transportu większej ilości biometanu przez sieć gazową Unii,
  • ułatwienie dostępu do finansowania oraz uruchomienie finansowania unijnego w ramach instrumentu „Łącząc Europę”, polityki spójności, RRF i wspólnej polityki rolnej.

REPowerEU zakłada również przyspieszenie wdrażania technologii energii wiatrowej oraz indywidualnych pomp ciepła.

Komisja zwraca również uwagę na to, że redukcja zużycia paliw kopalnych jest szczególnie trudna do osiągnięcia w sektorach przemysłu i w transporcie. W tym zakresie kluczową rolę pełnić ma elektryfikacja przemysłu, która rozwijać będzie się wraz z doskonaleniem technologii i wdrażaniem odnawialnych źródeł energii. Komisja zobowiązała się m.in. do wdrożenia specjalnego segmentu REPowerEU w ramach funduszu innowacyjnego wspierającego innowacyjną elektryfikację i zastosowanie zielonego wodoru w przemyśle.

Z kolei w transporcie paliwa kopalne zostaną zastąpione przede wszystkim elektryfikacją i wykorzystaniem wodoru wytworzonego z innych źródeł niż kopalne. W 2023 r. przyjęty ma zostać pakiet legislacyjny dotyczący zazieleniania transportu towarowego.

Komisja w dniu publikacji komunikatu udostępniła też Zalecenie w sprawie przyspieszenia procedur wydawania pozwoleń na projekty dotyczące energii odnawialnej oraz ułatwienia zawierania umów zakupu energii elektrycznej. Dokument ten ma pozwalać na przyspieszenie i uspójnienie procedur krajowych.

Inteligentne inwestycje

W REPowerEU zaznaczono, że szczególnego wsparcia będą obecnie wymagać projekty związane z infrastrukturą gazową. Bezpośrednio wskazano, że poszczególne regiony wymagają „ograniczonej rozbudowy infrastruktury gazowej” – konieczne jest zaspokojenie popytu w Europie Środkowej i Wschodniej (szczególnie korytarz transbałkański – Turcja-Bułgaria-Rumunia oraz korytarz wertykalny – połączenie międzysystemowe Grecja-Bułgaria, połączenie międzysystemowe Rumunia-Bułgaria oraz BRUA), w północnej części Niemiec oraz wzmocnienie południowego korytarza gazowego. Inwestycje te nie mogą jednak stać na przeszkodzie transformacji energetycznej w kierunku gospodarki neutralnej dla klimatu. Finansowe wsparcie mają też otrzymać projekty mające na celu zwiększenie zdolności magazynowych i zdolności poboru gazu.

Dodatkowo Państwom Członkowskim zaleca się dodanie do swoich planów odbudowy i zwiększenia odporności specjalnego rozdziału zawierającego nowe działania mające na celu realizację celów REPowerEU w zakresie dywersyfikacji dostaw energii i zmniejszenia zależności od rosyjskich paliw kopalnych. Komisja wydała wraz z komunikatem zalecenia dla Państw Członkowskich dotyczące polityki energetycznej zgodnej z celami REPowerEU. Powyższe działania powinny być połączone z odpowiednimi reformami na poziomie krajowym.

Plan REPower będzie finansowany z następujących źródeł:

  • RRF,
  • fundusze polityki spójności,
  • Europejski Fundusz Rolny na rzecz Rozwoju Obszarów Wiejskich,
  • instrument „Łącząc Europę”,
  • fundusz innowacyjny,
  • finansowanie krajowe i unijne na rzecz realizacji celów REPowerEU,
  • krajowe środki polityki budżetowej,
  • inwestycje prywatne,
  • Europejski Bank Inwestycyjny.

Wzmocnienie gotowości

Jako że istnieje prawdopodobieństwo tego, iż magazyny gazu ziemnego w najbliższym czasie nie będą wystarczająco napełnione i popyt na gaz nie zostanie zaspokojony, konieczne jest wzmocnienie gotowości na zakłócenia w dostawach. Komisja wskazuje, że w tym zakresie najważniejsze działania podejmowane mają być przez Państwa Członkowskie – mogą one wdrożyć z wyprzedzeniem komunikat o oszczędności energii w Unii Europejskiej, zaktualizować plany awaryjne, uwzględniając zalecenia zawarte w przeglądzie gotowości przeprowadzonym przez Komisję, zwrócić się do operatorów systemów przesyłowych o przyspieszenie prac technicznych, które mogą zwiększyć możliwości odwrócenia przepływu z zachodu na wschód, do następnej zimy, w tym w odniesieniu do wymogów technicznych dotyczących składu gazu czy zawrzeć zaległe dwustronne porozumienia o solidarności z krajami sąsiadującymi. Środki solidarnościowe, przewidziane już w prawie unijnym, służą w przypadku skrajnego niedoboru gazu. Komisja dodatkowo zamierza sporządzić wytyczne dotyczące kryteriów ustalania priorytetów w odniesieniu do odbiorców nieobjętych ochroną, w szczególności w przemyśle oraz zapewnić pomoc w zakresie opracowania planu redukcji zapotrzebowania w Unii Europejskiej zawierającego zapobiegawcze dobrowolne środki ograniczające, które powinny być gotowe do uruchomienia przed wystąpieniem faktycznej sytuacji kryzysowej. Plan ten zakładałby zaopatrzenie odbiorców chronionych w pierwszej kolejności.

Wnioski – wpływ REPowerEU na sektor gazownictwa

Plany przedstawione w REPowerEU mają dążyć do jeszcze szybszego zastąpienia paliw kopalnych, w tym gazu ziemnego, odnawialną energią elektryczną i wodorem ze źródeł innych niż kopalne. Tym samym rola gazu ziemnego jako paliwa przejściowego zostanie ograniczona. Jednocześnie w celu utrzymania bezpieczeństwa dostaw konieczne będzie ukierunkowanie inwestycji w infrastrukturę gazową. Krajowe zasoby gazu mogą być też wykorzystywane dłużej niż oczekiwano.

Autorka: Julia Fischer, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

***

Zapraszamy do zapoznania się z nowym tekstem opublikowanym na portalu zamówienia.org.pl: Etapy prowadzenia postępowania w trybie podstawowym z możliwością negocjacji i w trybie podstawowym z negocjacjami.

Wkrótce zmiany w przepisach dotyczących lokalizacji farm wiatrowych?

Aktualności, Energetyka, energia elektryczna, Klimat, OZE, Samorządy, Środowisko, , , , Możliwość komentowania Wkrótce zmiany w przepisach dotyczących lokalizacji farm wiatrowych? została wyłączona

Czy już niedługo nastąpi przełom w lokalizacji farm wiatrowych? Ponad rok temu na naszym portalu ukazał się artykuł , w którym przedstawiliśmy najważniejsze propozycje zmian do ustawy z dnia 20 maja 2016 r. o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych (dalej: ustawa wiatrakowa), mające „odblokować” procesy inwestycyjne dla tego rodzaju infrastruktury. Przypomnijmy, że zgodnie z obowiązującą wersją ustawy wiatrakowej turbiny można budować w odległości równej 10-krotności ich wysokości od budynków mieszkalnych i terenów cennych przyrodniczo (tzw. zasada 10H). Rozwiązanie to stanowiło odpowiedź na protesty mieszkańców skarżących się na uciążliwe sąsiedztwo farm wiatrowych, które jednocześnie położyło kres powstawaniu nowych wiatraków (w okresie od wejścia w życie zasady 10H do teraz powstawały przede wszystkim farmy, które uzyskały stosowne pozwolenia wcześniej). Polityka klimatyczna Unii europejskiej oraz agresja Federacji Rosyjskiej na Ukrainę powodują jednak, że konieczne jest zmiana priorytetów i skorzystanie z wszystkich (potencjalnie) dostępnych źródeł energii.

W dzisiejszym artykule przyjrzymy się zmianom, które zostały zaprezentowane w najnowszej wersji projektu ustawy o zmianie ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych oraz niektórych innych ustaw (dalej: Nowelizacja) przygotowywanej pod okiem Ministra Klimatu i Środowiska i opublikowanej w wykazie Rządowego Centrum Legislacji w pierwszej połowie maja tego roku (w dniu 4 maja 2021 r. dokument został opublikowany jako wniosek Ministra Rozwoju, Pracy i Technologii, jednak po ponad roku stworzono dla niego nową zakładką, już ze wskazaniem jako wnioskodawcy Ministra Klimatu i Środowiska).

Zmiany w słowniczku ustawowym

Zacząć wpada od zmian, jakie mają dotknąć słowniczka ustawy wiatrakowej, a dokładniej dodania trzech wyrażeń, które będą miały prawnie narzucone znaczenie.

Pierwszym z nich jest „całkowita wysokość elektrowni wiatrowej”. Po wejściu w życie Nowelizacji wyrażenie to ma oznaczać „wysokość elektrowni wiatrowej mierzona od poziomu gruntu do najwyższego punktu tej elektrowni, wliczając w to część budowlaną, stanowiącą budowlę w rozumieniu ustawy z dnia 7 lipca 1994 r. – Prawo budowlane, oraz urządzenia techniczne”.

Drugim wyrażeniem jest „eksploatujący elektrownię wiatrową”, które oznaczać ma „podmiot posiadający tytuł prawny do wybudowania elektrowni wiatrowej, lub do jej uruchomienia, eksploatacji, zatrzymania lub likwidacji”.

Wreszcie trzecim jest wyrażenie „gmina pobliska”, przez które należy rozumieć „gmina, której obszar w całości lub w części jest położony w odległości mniejszej niż dziesięciokrotność maksymalnej całkowitej wysokości elektrowni wiatrowej, zlokalizowanej na podstawie decyzji o warunkach zabudowy w rozumieniu przepisów ustawy z dnia 27 marca 2003 r. o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym […] lub na podstawie miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego, obowiązującego na terenie gminy, na której obszarze ta elektrownia wiatrowa jest lokalizowana lub na podstawie projektu takiego planu, lub w zasięgu oddziaływań tej elektrowni wynikającym z prognozy oddziaływania na środowisko sporządzonej do projektu tego planu miejscowego, o którym mowa w art. 51 ust. 2 pkt 2 lit. ba ustawy z dnia 3 października 2008 r. o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środowisko (Dz. U. z 2021 r. poz. 247), […]  jeżeli jest on większy”.

Zmiany te po części mają „uporządkować” przepisy ustawy wiatrakowej (definicja wyrażenia „całkowita wysokość elektrowni wiatrowej” została oparta na obecnej treści przepisu art. 4 ust. 1 ustawy wiatrakowej) oraz ujednolicić rozumienie nowych wyrażeń, które pojawią się wraz z wejściem w życie Nowelizacji.

Modyfikacja zasady 10H

Nowelizacja przewiduje utrzymanie zasady 10H, jednak wprowadza rozwiązania, które w uzasadnieniu określono jako „oddanie większego władztwa w zakresie wyznaczania lokalizacji elektrowni wiatrowych poszczególnym gminom w ramach procedury planistycznej”. Otóż miejscowy plan zagospodarowania przestrzennego (pozostający w dalszym ciągu wyłącznym aktem, w oparciu o który możliwa będzie lokalizacja farmy) będzie mógł określać inną odległość elektrowni wiatrowej od budynku mieszkalnego, mając na uwadze zasięg oddziaływań elektrowni wiatrowej oraz określoną w Nowelizacji bezwzględną odległość minimalną (500 m). Podstawą dla określania wymaganej minimalnej odległości od zabudowań mieszkalnych mają być wyniki przeprowadzonej prognozy oddziaływania na środowisko (w ramach której analizuje się m.in. wpływ emisji hałasu na otoczenie i zdrowie mieszkańców) wykonywanej dla projektu planu miejscowego. Aby dodatkowo wzmocnić znaczenie oraz jakość prognozy wykonywanej na potrzeby projektu lub zmiany planu dla elektrowni wiatrowej, będą one obowiązkowo uzgadniane, a nie jak dotąd opiniowane, z właściwymi Regionalnym Dyrektorem Ochrony Środowiska (dalej: RDOŚ).

Identyczna, minimalna, bezwzględna odległość będzie dotyczyć lokowania nowych budynków mieszkalnych w odniesieniu do istniejącej elektrowni wiatrowej bez względu na to czy będą one lokalizowane w oparciu o miejscowy plan zagospodarowania przestrzennego czy decyzję o warunkach zabudowy.

Ostateczna odległość od zabudowań mieszkalnych będzie weryfikowana i określana w ramach procedury wydawania przez właściwego RDOŚ decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach dla danej inwestycji, na podstawie szczegółowego raportu oddziaływania na środowisko, przy zachowaniu nowej minimalnej, bezwzględnej odległości od zabudowań mieszkalnych, która zostanie wskazana w ustawie. Zgodnie z Nowelizacją będzie możliwość wydania dodatkowych, szczegółowych przepisów obejmujących wytyczne dla RDOŚ oraz gmin, dotyczące badania i określania oddziaływań elektrowni wiatrowych i ich maksymalnych poziomów.

Łatwiejsza lokalizacja, ale z dodatkowymi konsultacjami

Twórcy Nowelizacji uznali, że ułatwienie procesów inwestycyjnych powinno wiązać się z przyznaniem mieszkańcom najbliższego sąsiedztwa farmy wiatrowej rozwiązań, które zapewnią im możliwość zajęcia stanowiska przed realizacją przedsięwzięcia. Z tego względu do ustawy wiatrakowej mają zostać dodane nowe przepisy regulujące przeprowadzenie z lokalną społecznością konsultacji publicznych projektu planu miejscowego, w którym przewiduje się granice terenów pod budowę elektrowni wiatrowych.

Wójt, burmistrz albo prezydent miasta w gminie, w której lokalizowana ma być elektrownia będzie zobowiązany:

  • zorganizować w terminie 30 dni od dnia podjęcia uchwały o przystąpieniu do sporządzenia planu co najmniej jedną dyskusję publiczną przewidującą spotkanie bezpośrednie oraz co najmniej jedną dyskusję publiczną prowadzoną za pomocą środków porozumiewania się na odległość, zapewniających jednoczesną transmisję obrazu i dźwięku, nad możliwymi do ujęcia w tym planie rozwiązaniami,
  • ogłosić o wyłożeniu projektu planu do publicznego wglądu na okres co najmniej 14 dni przed dniem wyłożenia (w ogłoszeniu tym organ będzie musiał określić termin, w którym możliwe będzie składanie uwag do projektu, nie krótszy niż 30 dni od dnia zakończenia okresu jego wyłożenia),
  • wyłożyć ten projekt wraz z prognozą oddziaływania na środowisko na okres co najmniej 30 dni,
  • zorganizować w tym czasie co najmniej dwie dyskusje publiczne nad przyjętymi w tym projekcie rozwiązaniami, w tym co najmniej jedną przewidującą spotkanie bezpośrednie oraz co najmniej jedną prowadzoną za pomocą środków porozumiewania się na odległość, zapewniających jednoczesną transmisję obrazu i dźwięku.

Z propozycji zawarty w Nowelizacji wynika, że w dyskusjach publicznych dotyczących planów miejscowych dla elektrowni wiatrowej, uczestniczyć będą obowiązkowo wójt, burmistrz albo prezydent miasta, jego zastępca lub sekretarz gminy, przewodniczący lub wiceprzewodniczący rady gminy lub inny radny wskazany przez przewodniczącego, przedstawiciel inwestora w elektrownie wiatrową (jeśli występuje), przedstawiciel gminnej komisji urbanistyczno-architektonicznej oraz przedstawiciel właściwego regionalnego dyrektora ochrony środowiska.

Ponadto nowe przepisy mają zapewnić, aby uwzględnione zostały opinie mieszkańców gmin pobliskich, na których tereny może oddziaływać elektrownia wiatrowa. Prawidłowe przeprowadzenie procedury lokalizacyjnej wymagać będzie uzyskania opinii wójta, burmistrza albo prezydenta miasta tej gminy (gmin) pobliskiej, dotyczącej projektu planu dla elektrowni wiatrowej. Jej mieszkańcy będą informowani o planowanym terminie zaopiniowania takiego projektu. Gdy zgodnie z prognozą oddziaływania na środowisko, pomimo przeprowadzonej procedury opiniowania projektu planu, faktyczny zasięg oddziaływania rozciągałby się na gminę pobliską, dla tego fragmentu  obszarze oddziaływania elektrowni wiatrowej gmina pobliska będzie musiała przyjąć własny plan.

Bezpieczniejsza eksploatacja farm wiatrowych

Istotnym elementem proponowanych zmian jest wzmocnienie obowiązków podmiotu eksploatującego elektrownie wiatrową w zakresie zapewnienia bezpiecznej eksploatacji elektrowni wiatrowej. Nowelizacja ma wprowadzić dodatkowe obowiązki dotyczące czynności technicznych istotnych dla zapewnienia bezpieczeństwa eksploatacji elementów technicznych elektrowni wiatrowych, które będą realizowane przez certyfikowane przez Urząd Dozoru Technicznego (dalej: UDT) wyspecjalizowane techniczne serwisy komercyjne.

Prezes UDT będzie okresowo certyfikował (co 5 lat) oraz weryfikował kompetencje i zasoby podmiotu prowadzącego usługi serwisu technicznego elementów technicznych elektrowni wiatrowej (biorąc pod uwagę m.in. posiadany personel, jego kompetencje i uprawnienia do wykonywania określonych czynności serwisowych).

Ponadto powstać ma rejestr podmiotów mogących świadczyć tego typu usługi. Weryfikowane będzie, przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki czy eksploatujący elektrownię wiatrową korzysta z usług certyfikowanego serwisu.

Autor: Marcel Krzanowski, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

***

Zapraszamy do zapoznania się z nowym tekstem opublikowanym na portalu zamówienia.org.pl: Etapy prowadzenia postępowania w trybie podstawowym z możliwością negocjacji i w trybie podstawowym z negocjacjami.

Polska strategia wodorowa opublikowana – co dalej?

Aktualności, Energetyka, Gaz, Klimat, OZE, Środowisko, , , , Możliwość komentowania Polska strategia wodorowa opublikowana – co dalej? została wyłączona

Na początku listopada opinia publiczna została poinformowana o przyjęciu przez Radę Ministrów uchwały dotyczącej „Polskiej strategii wodorowej do roku 2030 z perspektywą do 2040 r.” przedłożonej przez ministra klimatu i środowiska. Na opublikowanie kompletnego tekstu dokumentu musieliśmy poczekać jeszcze ponad miesiąc, gdyż dopiero 7 grudnia 2021 roku strategia została opublikowana w Dzienniku Urzędowym Rzeczpospolitej Polskiej „Monitor Polski”. Dotychczas o zamierzeniach polskiego rządu odnoszących się do rynku wodoru mogliśmy dowiedzieć się jedynie z projektów oraz przecieków medialnych. PSW jest dokumentem strategicznym, który określa główne cele rozwoju gospodarki wodorowej w Polsce oraz kierunki działań potrzebnych do ich osiągnięcia. Dokument wpisuje się w globalne, europejskie i krajowe działania mające na celu budowę gospodarki niskoemisyjnej. Twórcy strategii dokonują diagnozy obecnej sytuacji, określając stan dojrzałości i koszty poszczególnych technologii oraz rozważają ich potencjalny wpływ na gospodarkę, przedstawiając przewidywane trendy rozwoju.

Pojęcie gospodarki wodorowej

Wizją PSW jest stworzenie polskiej gałęzi gospodarki wodorowej. Gospodarka wodorowa jest rozumiana łącznie jako: technologie wytwarzania, magazynowania, dystrybucji i wykorzystania wodoru, obejmujące scentralizowane i rozproszone systemy wytwarzania, magazynowania, transportu wodoru z wykorzystaniem sieci przesyłowej i dystrybucyjnej, jak i innych form transportu, a następnie wykorzystanie go jako produktu końcowego (transport, przemysł, ciepłownictwo i energetyka zawodowa, przemysłowa i rozporoszona w układach wytwarzania energii elektrycznej), oraz jako substratu w procesach przemysłowych, w tym w ramach wodorowych magazynów energii, do wytwarzania syntetycznych paliw i nośników energii. Rozwój gospodarki wodorowej wymaga budowy całego łańcucha wartości oraz infrastruktury, która pomoże w jego wykorzystaniu. Będzie to wymagać rozwoju elektrolizerów, sieci dystrybucji wodoru, w tym powstania stosownej infrastruktury przesyłowej i transportowej, magazynów wodoru, infrastruktury tankowania, produkcji ogniw paliwowych wykorzystywanych w energetyce, ciepłownictwie, transporcie i innych sektorach gospodarki.

Wodór może być wytwarzany na wiele sposobów, z których jedne są uważane za bardziej, inne za mniej przyjazne środowisku. W PSW wodór podzielono na trzy rodzaje:

  • konwencjonalny (wytwarzany w różnych procesach, w których wykorzystuje się paliwa kopalne),
  • niskoemisyjny (wytwarzany z nieodnawialnych bądź z odnawialnych źródeł energii z niskim śladem węglowym),
  • odnawialny (wytwarzany w procesie elektrolizy wody, w którym wykorzystuje się energię elektryczną pochodzącą z odnawialnych źródeł energii).

Realizacja wspomnianej wizji wymaga osiągnięcia sześciu celów. W ich ramach zostały wyróżnione konkretne działania, które mają być wprowadzane w życie w perspektywie krótkoterminowej (do 2025 roku) oraz średnioterminowej (do 2030 roku). Cele te odnoszą się do trzech priorytetowych obszarów wykorzystania wodoru, czyli energetyki, transportu i przemysłu, ale także jego produkcji i dystrybucji oraz potrzeby stworzenia stabilnego otoczenia regulacyjnego. Przyjęte obszary priorytetowe nawiązują do koncepcji łączenia sektorów (ang. sector coupling), zakładającej:

  • wzrost wykorzystania energii elektrycznej pochodzącej z odnawialnych źródeł energii oraz
  • wykorzystanie jej w określonych sektorach gospodarki (transport, przemysł, ciepłownictwo)

– w celu minimalizacji zależności od paliw kopalnych, przyczyniających się do emisji gazów cieplarnianych do środowiska.

Cele strategiczne PSW

Pierwszym celem jest wdrożenie technologii wodorowych w energetyce i ciepłownictwie. Potrzeba ich wykorzystywania wynika ze  stale wzrastającego udział niesterowalnej energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych w miksie energetycznym Polski. Znaczna część mocy wytwórczych z energii odnawialnej jest lub będzie oparta o źródła zależne od warunków atmosferycznych i pracujących małą liczbę godzin w ciągu roku. Wskazuje się, że w dalszej perspektywie przyłączenie niesterowalnego źródła energii powinno być powiązane z obowiązkiem zapewnienia bilansowania w okresach, gdy jednostki wytwórcze nie dostarczają energii elektrycznej do sieci. W tym miejscu pojawiają się technologie wodorowe – stosowanie elektrolizy należy do potencjalnych rozwiązań, mających zwiększyć elastyczność systemu oraz przygotowujących grunt pod rosnący udział źródeł odnawialnych w całym systemie. W tym mają pomóc przede wszystkim instalacje power-to-gas, pozwalające na przekształcenie energii elektrycznej w wodór w procesie elektrolizy i umożlwiające zagospodarowanie nadwyżek energii. Szersze wykorzystanie elektrolizerów ma pozwolić na integrację systemu gazowego z siecią elektroenergetyczną w myśl wspomnianej koncepcji łączenia sektorów.

Podstawowym celem do 2025 roku jest stworzenie ram prawnych funkcjonowania infrastruktury wodorowej oraz wsparcie działań badawczych i wdrożeniowych. W tym samym ujęciu czasowym mają zostać przeprowadzone analizy techniczne w celu sprawdzenia możliwości zagospodarowania wielkoskalowych kawern solnych pod magazynowanie wodoru oraz pierwsze próby współspalania wodoru w turbinach gazowych. Natomiast do roku 2030 instalacje ko- i poligeneracyjne mają być już wykorzystywane na szeroką skalę. Chodzi o duże ośrodki, na przykład elektrociepłownie, gdzie wodór stanowić podstawowe paliwo, oraz w blokach mieszkalnych, małych osiedlach czy obiektach użyteczności publicznej z użyciem ogniw paliwowych.

Drugim celem jest wykorzystanie wodoru jako paliwa alternatywnego w transporcie. W tym segmencie wodór jest postrzegany jako jedna z dróg redukcji emisji CO2, zwłaszcza w transporcie kołowym. W porównaniu z samochodami elektrycznymi, pojazdy napędzane wodorem mogą pokonywać duże odległości bez potrzeby uzupełnienia paliwa. Jednocześnie w aspekcie czasowym samo tankowanie jest zbliżone do tankowania samochodów wykorzystujących paliwa konwencjonalne, co pozwala na ich użytkowanie w trybie ciągłym. Początkowo nie będzie potrzebne tworzenie całkowicie nowych punktów tankowania wodoru, gdyż mogą one funkcjonować na już istniejących stacjach paliw płynnych. Wreszcie zaletą tego paliwa jest gęstość energii, która jest wyższa w porównaniu z paliwami kopalnymi. Oczywiście, z tych wszystkich względów, wodór ma znaleźć zastosowanie także w transporcie kolejowym, morskim, a w dalszej perspektywie także lotniczym. W PSW mowa jest także o możliwości wykorzystania wodoru do produkcji paliw syntetycznych.

Do roku 2025 planowane jest rozpoczęcie eksploatacji nowych autobusów zeroemisyjnych napędzanych wodorem wyprodukowanych w Polsce. W tym celu wybudowane ma zostać trzydzieści dwie stacje tankowania wodoru wraz z instalacjami do oczyszczania wodoru do standardu czystości 99,999. Stacje powinny powstać w pierwszej kolejności w aglomeracjach i obszarach gęsto zaludnionych na potrzeby tankowania przede wszystkim autobusów. W perspektywie kolejnych pięciu lat ma nastąpić dalszy rozwój infrastruktury tankowania wodoru oraz instalacji oczyszczających. Ponadto wodór ma być na szerszą skalę wykorzystywany w transporcie ciężkim, kolejowym, morskim i rzecznym. Wreszcie także wówczas ma rozwinąć się produkcja paliw syntetycznych wytwarzanych w reakcji wodoru z CO, CO2 czy N2.

Jako trzeci cel wskazano wsparcie dekarbonizacji przemysłu. Energetyka i przemysł są odpowiedzialne za roczną emisję około 350 milionów ton ekwiwalentnego CO2, przy czym, w ocenie twórców PSW, przemysł jest gałęzią, w której najtrudniej osiągnąć neutralność klimatyczną. Obecnie wodór jest wykorzystywany w Polsce przede wszystkim, jako surowiec w przemyśle chemicznym i rafineryjnym, przez co ma strategiczne znaczenie dla całej gospodarki. Jednocześnie należy zaznaczyć, że jest on pozyskiwany w procesach wykorzystujących paliwa kopalne.

W perspektywie najbliższych 4 lat planowane jest wsparcie działań na rzecz produkcji i zastosowania wodoru niskoemisyjnego do procesów produkcji petrochemicznej oraz nawozowej. Jedną z nich ma być wprowadzenie węglowego kontraktu różnicowego jako instrumentu wsparcia transformacji klimatycznej przemysłu. Z kolei w 2030 roku ma funkcjonować co najmniej pięć dolin wodorowych ze znaczącym elementem infrastruktury przesyłowej tego pierwiastka. Dotychczas podpisano już trzy listy w sprawie utworzenia takich dolin, które mają powstać na Podkarpaciu, Dolnym Śląsku oraz Mazowszu.

Czwarty cel dotyczy produkcji wodoru w nowych instalacjach. Obecnie roczna produkcja wodoru w Polsce wynosi około jednego miliona ton, przy czym w całości wytwarzany jest on z paliw kopalnych. Z europejskich dokumentów strategicznych wynika jednak, że do 2030 roku konieczne jest zapewnienie warunków do uruchomienia instalacji produkujących wodór ze źródeł nisko- i zeroemisyjnych. Na to stawia się także w polskiej strategii, w której wskazano, że wybór ten podykotowany jest chęcią pobudzenia polskiego przemysłu do zwrotu w kierunku technologii zeroemisyjnych i nie ma na celu dyskryminacji obecnie dominujących metod wytwarzania. Z tego tytułu planowane są zachęty do działań innowacyjnych, pochodzących m.in. ze środków unijnych.

Do roku 2025 planowane jest uruchomienie instalacji do produkcji wodoru ze źródeł niskoemisyjnych o łącznej mocy minimum 50 MW. Paliwo ma być pozyskiwane nie tylko w procesie elektrolizy wody, ale także z biometanu, gazów odpadowych czy gazu ziemnego przy wykorzystaniu technologii CCS/CCU. Wówczas ma zostać uruchomione także wytwarzanie gazów syntetycznych w procesie metanizacji wodoru oraz wykorzystanie niskoemisyjnego wodoru w produkcji NH3. W ciągu kolejnych pięciu lat zainstalowana moc elektrolizerów ma sięgać 2 GW, co pozwoli wytworzyć ok. 6415 GWh, tj. 193,643 ton wodoru rocznie. Ponadto w tym okresie mają zostać zapewnione warunki do budowy instalacji do produkcji wodoru przy elektrowniach jądrowych.

Piąty cel obejmuje sprawne i bezpieczne przesyłanie, dystrybuowanie i magazynowanie wodoru. W strategii podkreślono, że w zakresie przesyłu możliwe jest transportowanie wodoru w istniejących sieciach gazu ziemnego, o ile są one przystosowane do transportu domieszki wodoru. Ze względu na rosnące współzależności między sektorami energetyki, transportu i przemysłu, niezbędne jest przede wszystkim podjęcie wspólnych działań przez operatorów systemów przesyłowych gazu oraz energii elektrycznej, które poskutkują optymalizacją pracy systemu elektroenergetycznego oraz gazowego i w pełni efektywną współpracą między tymi sektorami. W PEP2040 jako cel stymulujący w tym obszarze wskazano osiągnięcie do 2030 roku zdolności transportu sieciami gazowymi mieszaniny zawierającej ok. 10% gazów innych niż ziemny (gazy zdekarbonizowane: biometan, wodór).

W perspektywie krótkoterminowej mają zostać przeprowadzone analizy w zakresie najbardziej optymalnej formy przesyłu energii na rzecz rozwoju gospodarki. Ze strategii wynika, że nie jest obecnie oczywiste czy w polskich warunkach bardziej efektywny będzie przesył energii elektrycznej, tak aby wodór został z niej wytworzony w pobliżu centrów popytu, czy też przesył wodoru powstałego przy instalacjach odnawialnych źródeł energii bądź wytworzonego z niego syntetycznego gazu ziemnego istniejącą siecią gazową. Zbadania wymaga także możliwość przesyłu wodoru dedykowanymi rurociągami. W perspektywie kolejnych czterech lat konieczne jest wykonanie analizy obecnie wykorzystywanej infrastruktury gazowej pod kątem możliwości zatłaczania wodoru i przesyłu mieszanin wodoru z gazem. W nieco dłuższym ujęciu planowane jest dostosowanie wybranych odcinków sieci gazowej do przesyłu i dystrybucji wodoru domieszkowanego do metanu (gaz ziemny, biometan) oraz budowę przesyłowych i dystrybucyjnych gazociągów wodorowych lub rozbudowę sieci elektroenergetycznej w celu przesyłu energii elektrycznej. Planuje się również wsparcie rozwoju wprowadzenia do sieci gazowych gazu syntetycznego wyprodukowanego w instalacjach power-to-gas (wodór wyprodukowany w procesie elektrolizy zostałby następnie poddany procesowi metanizacji przy wykorzystaniu CO2 z instalacji CCS i powstały w ten sposób gaz syntetyczny zostałby zatłoczony do sieci gazowej).

Wreszcie, szóstym celem PSW jest stworzenie stabilnego otoczenia regulacyjnego. W tej kwestii twórcy PSW chcą podjąć możliwie najszybsze działania i jeszcze w 2021 roku mają powstać ramy regulacyjne funkcjonowania wodoru jako paliwa alternatywnego w transporcie oraz podstawy rynku wodoru. Natomiast w dwóch kolejnych latach ma zostać opracowany legislacyjny pakiet wodorowy – przepisy określające szczegóły funkcjonowania rynku, implementujące prawo Unii Europejskiej w tym zakresie oraz wdrażające system zachęt do produkcji niskoemisyjnego wodoru.

Kierunek wytyczony, lecz co dalej?

Ostatni cel jest niezwykle ważny – jedynie trwałe i przewidywalne otoczenie prawne może zachęcić przedsiębiorców do inwestowania w nowe technologie. Pierwsze zmiany już się dokonują – 7 grudnia 2021 r. Prezydent RP podpisał ustawę z dnia 2 grudnia 2021 r. o zmianie ustawy o elektromobilności i paliwach alternatywnych oraz niektórych innych ustaw. Jednym z jej filarów jest wprowadzenie definicji i przepisów umożliwiających rozwój gospodarki wodorowej, w tym definicji stacji wodoru, oraz przepisów regulujących funkcjonowanie infrastruktury do tankowania wodoru. Ważnym projektem dla branży gazowniczej jest proponowana nowelizacja ustawy–Prawo geologiczne i górnicze oraz niektórych innych ustaw. Jednym z powodów podjęcia działań zmierzających do zmodyfikowania podstawowego aktu regulującego status kopalin jest chęć zwiększenia zainteresowania inwestorów w zakresie kreatywnego wykorzystania górotworu, włącznie z wykorzystaniem struktur geologicznych jako magazynów wodoru. Nowe przepisy mają ułatwić nabycie nieruchomości pod budowę podziemnych magazynów, zaś samo podziemne bezzbiornikowe magazynowanie wodoru ma zostać uznane za cel publiczny. Przewiduje się także wprowadzenie nowego trybu uzyskania koncesji na podziemne bezzbiornikowe magazynowanie substancji przez przedsiębiorców posiadających koncesje wydobywcze, którzy zaniechali albo zakończyli eksploatację złoża kopaliny. Jedną z kluczowych propozycji jest wreszcie wdrożenie szczególnych zasad dotyczących przekształcenia zakładu górniczego, bez obowiązku likwidacji.

Powyższe działania to jednak nie koniec – w perspektywie najbliższych lat powinniśmy oczekiwać zmian na poziomie ustaw zwykłych oraz rozporządzeń, które złączą się łącznie na polskie prawo wodorowe. Jedną z najważniejszych zapowiedzi zawartych w PSW jest wprowadzenie do ustawy-Prawo energetyczne pojęcia wodoru, zasad funkcjonowania rynku wodoru i korzystania z infrastruktury gazowej oraz uregulowania roli wodoru jako magazynu energii. W strategii jednoznaczne opowiedziano się za początkowo „łagodnym” podejściem do reglamentacji działalności gospodarczej dotyczącej wodoru – do czasu odpowiedniego rozwoju rynku rekomenduje się brak obowiązku koncesyjnego. Gdy chodzi zaś o wspomniany rynek, działania regulacyjne nie są jeszcze przesądzone, gdyż wiele zależy od decyzji podejmowanych na poziomie unijnym. W strategii zapowiedziano, że do czasu odpowiedniego rozwoju rynku jako rekomendację wskazuje się niewprowadzanie zasady rozdziału własnościowego. Podobne zmiany mają dotknąć także ustawę o odnawialnych źródłach energii. Chodzi przede wszystkim o wprowadzenie ułatwień regulacyjnych, implementację przepisów prawa unijnego w zakresie gwarancji pochodzenia oraz określenie mechanizmów wsparcia dla produkcji „zielonego” wodoru. W pewnym zakresie propozycje te pokrywają się ze zmianami przewidzianymi w kontekście rozwoju rynku biometanu, o których pisaliśmy w jednym z poprzednich artykułów. Z perspektywy polskiego ciepłownictwa ważną zapowiedzią zdaje się być wprowadzenie zmian w ustawie o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji. Nowością mają być ułatwienia regulacyjne dla nowych małych jednostek kogeneracji wykorzystujących wodór. Ruch ten zdecydowanie wpisuje się w zamierzenia projektowanej strategii rozwoju ciepłownictwa do 2040 roku.

Na kształt polskiego prawa wodorowego wpłyną także przepisy prawa unijnego – o najnowszym pakiecie legislacyjnych mogą przeczytać Państw w naszym poprzednim artykule.

Realizacja celów strategii ma być monitorowana na poziomie głównych celów oraz działań. Do dnia 31 marca każdego roku minister właściwy do spraw klimatu ma przedstawiać Radzie Ministrów roczne sprawozdanie z realizacji PSW za poprzedni rok. W sprawozdaniu za 2025 rok dokonana zostanie weryfikacja realizacji wyznaczonych celów i wskazane zostaną ewentualne postulaty ich aktualizacji z uwzględnieniem bieżących potrzeb interesariuszy.

Autor: Marcel Krzanowski, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

Europejski pakiet wodorowy opublikowany

Aktualności, Energetyka, Gaz, Klimat, OZE, Środowisko, , , , Możliwość komentowania Europejski pakiet wodorowy opublikowany została wyłączona

Komisja Europejska opublikowała dzisiaj długo wyczekiwane projekty mające wprowadzić rozwiązania pozwalające na dekarbonizację sektora gazowniczego. Chodzi o dwa projektu aktów prawnych, które mają zastąpić obecnie obowiązujące:

  • rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 715/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowych gazu ziemnego i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1775/2005 oraz
  • dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/73/WE z dnia 13 lipca 2009 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego gazu ziemnego i uchylającą dyrektywę 2003/55/WE.

Podstawy rynku wodoru

Jak wynika z komunikatu Komisji, celem proponowanych zmian jest stworzenie podstaw rynku wodoru oraz odpowiedniego środowiska dla inwestycji i rozwoju dedykowanej infrastruktury, w tym w ramach handlu z państwami trzecimi. Zasady rynkowe mają zostać wdrożone w dwóch fazach, przed i po 2030 r., a w szczególności mają objąć dostęp do infrastruktury wodorowej, rozdzielnie produkcji i transportu wodoru oraz ustalanie taryf. Ponadto ma zostać utworzona Europejska Sieć Operatorów Sieci Wodorowych, której zadaniami będzie:

  • promowanie rozwijania infrastruktury wodorowej,
  • koordynacja połączeń transgranicznych,
  • tworzenie połączeń międzysystemowych i
  • wypracowanie szczególnych zasad technicznych.

Na skutek proponowanych zmian, krajowe plany rozwoju sieci będą musiały oprzeć się na wspólnym scenariuszu dla energii elektrycznej, gazu i wodoru. Co ciekawe, operatorzy systemu gazowego mają zostać zobowiązani do publikowania informacji dotyczących infrastruktury gazowej, która może zostać wyłączona z eksploatacji lub przemianowana, z kolei oddzielnie mają być sporządzane plany dotyczące sieci wodorowych.

Wytwórcy gazów odnawialnych oraz konsumenci

Nowe przepisy mają ułatwić dostęp do istniejącej sieci gazowej wytwórcom gazów odnawialnych poprzez zniesienie taryf dla połączeń transgranicznych i obniżenie taryf w punktach wtłaczania. Ponadto proponowane rozwiązania mają stworzyć system certyfikacji, tak aby dokończyć prace rozpoczęte na gruncie dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2001 z dnia 11 grudnia 2018 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych. Aby uniknąć zamykania Europy jedynie na gazy kopalne oraz w celu „stworzenia miejsca” dla gazów odnawialnych, Komisja proponuje, aby długoterminowe umowy dotyczące gazu kopalnego nie były przedłużane poza rok 2049.

Kolejnym priorytetem pakietu jest wzmocnienie pozycji i ochrona konsumentów. Odzwierciedlając przepisy już obowiązujące na rynku energii elektrycznej, konsumenci będą mogli łatwiej zmieniać dostawców, korzystać ze skutecznych narzędzi do porównywania cen, uzyskiwać dokładne, uczciwe i przejrzyste informacje o rozliczeniach oraz mieć lepszy dostęp do danych i nowej inteligentnej technologii. Konsumenci powinni mieć możliwość wyboru odnawialnych i niskoemisyjnych gazów zamiast paliw kopalnych. W omawianych projektach mają zostać zawarte także rozwiązania usprawniające systemowe podejście do przeciwdziałania gwałtownym zmianom cen gazu ziemnego.

Walka z emisjami metanu

Komisja Europejska poinformowała również o planowanym wprowadzeniu nowych wymagań w zakresie emisji metanu, przy czym przewiduje się dla nich osobny projekt aktu prawnego – rozporządzenie dotyczące redukcji emisji metanu w sektorze energetycznym.

Komisja ma zobowiązać przedstawicieli sektorów ropy naftowej, gazu i węgla do mierzenia, raportowania i weryfikacji emisji metanu oraz zaproponuje ścisłe zasady wykrywania i naprawy wycieków metanu oraz ograniczania odpowietrzania i spalania. Projekt zawiera także rozwiązania stanowiące „narzędzie monitorowania”, które ma zapewnić przejrzystość emisji metanu z importu ropy naftowej, gazu i węgla do UE. W ramach inicjatywy proponuje się ustanowienie ram prawnych dla zapewnienia najwyższych możliwych standardów pomiaru, raportowania i weryfikacji (MRV) emisji metanu. Nowe przepisy mają zobowiązać firmy do mierzenia i określania ilościowego emisji metanu na poziomie aktywów u źródła oraz przeprowadzania kompleksowych badań w celu wykrycia i naprawy wycieków metanu w ich działalności. Ponadto zakazane mają zostać praktyki odpowietrzania i spalania, które uwalniają metan do atmosfery, z wyjątkiem ściśle określonych okoliczności. Państwa członkowskie będą musiały również opracować plany łagodzenia, uwzględniające łagodzenie skutków metanu oraz pomiary metanu z porzuconych kopalni i nieczynnych odwiertów.

W odniesieniu do emisji metanu z energii importowanej, Komisja proponuje podejście dwuetapowe. Po pierwsze, importerzy paliw kopalnych będą zobowiązani do przedstawienia informacji o tym, w jaki sposób ich dostawcy wykonują pomiary, zgłaszają i weryfikują swoje emisje oraz w jaki sposób ograniczają te emisje. Komisja chce ustanowić dwa narzędzia przejrzystości, które pokażą wyniki i wysiłki krajów i przedsiębiorstw energetycznych na całym świecie w zakresie ograniczania emisji metanu:

  • bazę danych przejrzystości, w której dane zgłoszone przez importerów i operatorów z UE będą udostępniane opinii publicznej; oraz
  • globalne narzędzie do monitorowania, aby pokazać gorące punkty emitujące metan w UE i poza nią, z wykorzystaniem satelitów.

Projekty w całości dostępne są poniżej:

[LINK] [LINK] [LINK]

Autor: Marcel Krzanowski, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

Wyższa stawka opłaty kogeneracyjnej w 2022 roku

Aktualności, Ciepłownictwo, Energetyka, Klimat, Środowisko, , , , Możliwość komentowania Wyższa stawka opłaty kogeneracyjnej w 2022 roku została wyłączona

Czwarty kwartał to okres, w którym Prezes Urzędu Regulacji Energetyki zatwierdza taryfy za energię elektryczną za kolejny rok. Finalnie na rachunek za prąd składają się nie tylko koszty przedstawione przez sprzedawców oraz dystrybutorów, ale także inne opłaty ustalane przez regulatora czy ministra właściwego do spraw energii (obecnie Ministra Klimatu i Środowiska). Jedną z takich opłat jest opłata kogeneracyjna. Z początkiem drugiego tygodnia listopada w wykazie Rządowego Centrum Legislacji został przedstawiony projekt rozporządzenia określającego stawkę opłaty kogeneracyjnej na 2022 rok. Z jego treści wynika, że wysokość opłaty ma wzrosnąć w stosunku do roku poprzedniego.

Opłata kogeneracyjna – co to jest?

Opłata kogeneracyjna to opłata związana z zapewnieniem dostępności energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji w krajowym systemie elektroenergetycznym, wyrażana w zł/MWh. Kogeneracja, czyli wytwarzanie energii elektrycznej oraz ciepła w jednym procesie technologicznym (tzw. skojarzeniu), jest postrzegana jako jeden ze środków bezpiecznego przekształcenia gospodarki na bardziej przyjazną środowisku. W procesie kogeneracji elektrociepłownie wykorzystują mniej paliwa niż miałoby to miejsce przy osobnym wytwarzaniu ciepła w ciepłowni i energii elektrycznej w elektrowni. Przekłada się to na zmniejszenie emisji dwutlenku węgla i innych szkodliwych związków chemicznych oraz większą efektywność energetyczną.

Zasady obliczania opłaty kogeneracyjnej zostały określone w rozdziale 7 ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji. Opłata kogeneracyjna stanowi iloczyn stawki opłaty kogeneracyjnej oraz sumy ilości energii elektrycznej pobranej z sieci i zużytej przez odbiorców końcowych przyłączonych:

  1. bezpośrednio do sieci danego płatnika opłaty kogeneracyjnej;
  2. do sieci przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, niebędącego płatnikiem opłaty kogeneracyjnej, przyłączonego do sieci płatnika opłaty kogeneracyjnej;
  3. do sieci przedsiębiorstwa energetycznego wytwarzającego energię elektryczną przyłączonego do sieci płatnika opłaty kogeneracyjnej bezpośrednio lub poprzez sieć przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego na ich rzecz usługę przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej.

Zasady kalkulowania stawki opłaty kogeneracyjnej oblicza się według wzoru określonego w art. 64 ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji.

Premia kogeneracyjna, premia gwarantowana i premie indywidualne

W ustawie można wyczytać, że opłatę kogeneracyjną przeznacza się wyłącznie na wypłatę premii kogeneracyjnej, premii gwarantowanej, premii gwarantowanej indywidualnej i premii kogeneracyjnej indywidualnej oraz na pokrycie kosztów działalności operatora rozliczeń związanych bezpośrednio z obsługą systemu wsparcia wytwarzania energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji. Przychody uzyskane z tytułu opłaty kogeneracyjnej są zatem wykorzystane na dalszy rozwój skojarzonej produkcji energii elektrycznej i ciepła.

Obowiązujące od 2019 roku rozwiązania uzależniają udział jednostek wytwórczych w systemach wsparcia od kryterium wprowadzania co najmniej 70% ciepła użytkowego do publicznej sieci ciepłowniczej. Wówczas pomoc może dotyczyć całej wytworzonej, wprowadzonej do sieci i sprzedanej przez wytwórcę energii elektrycznej. Jeśli ten współczynnik jest niższy, wsparcie dotyczy jedynie proporcjonalnego udziału tej energii. Ponadto w ustawie określono limit emisyjności dla jednostek kogeneracji. Niezależnie od wielkości jednostki, o wsparcie będą mogły ubiegać się tylko te, których jednostkowy wskaźnik emisji dwutlenku węgla nie przekracza 450 kg na 1 MWh wytworzonej energii. W praktyce rozwiązanie to eliminuje z systemu wsparcia jednostki opalane węglem.

Jednostki uprawnione do ubiegania się o wsparcie zostały podzielone na 3 podstawowe grupy:

  • instalacje o mocy zainstalowanej elektrycznej poniżej 1 MW,
  • instalacje o mocy zainstalowanej elektrycznej nie mniejszej niż 1 MW, ale mniejszej niż 50 MW oraz
  • instalacje o mocy zainstalowanej elektrycznej co najmniej 50 MW.

W powyższych przedziałach dodatkowo wydzielono także instalacje nowe, zmodernizowane, znacznie zmodernizowane i istniejące. Wytwórcy mogą skorzystać z czterech systemów wsparcia, w ramach których wypłacane są wspomniane premie.

Jednostki nowe i znacznie zmodernizowane o mocy nie mniejszej niż 1 MW, ale mniejszej niż 50 MW mogą otrzymać wsparcie w drodze aukcji premii kogeneracyjnej. System ten polega na zgłaszaniu przez inwestorów ofert określających wysokość premii, jakie przedsiębiorstwo chce otrzymać do każdej MWh energii. Wysokość oferty nie może przekroczyć wartości referencyjnej określonej we właściwym rozporządzeniu. Aukcję wygrywają uczestnicy, którzy zaoferowali najniższą wysokość premii kogeneracyjnej (dopłaty do sprzedawanej energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji) i których oferty łącznie nie przekroczyły 100% wartości lub ilości energii elektrycznej określonej w ogłoszeniu o aukcji oraz 80% ilości energii elektrycznej objętej wszystkimi złożonymi ofertami.

O wsparcie w formie premii gwarantowanej mogą ubiegać się wszystkie jednostki o mocy mniejszej niż 1 MW oraz nowe i znacznie zmodernizowane instalacje o mocy nie mniejszej niż 1 MW, ale mniejszej niż 50 MW. Premia ta stanowi stałą dopłatę do ceny energii elektrycznej. Wytwórcy zainteresowani tą formą wsparcia mogą składać wnioski do Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki o dopuszczenie do systemu. Wysokość premii określa w rozporządzeniach minister właściwy do spraw energii. Organ regulacyjny przeprowadza ocenę formalną wniosków, natomiast wypłaty premii dokonuje operator rozliczeń.

Instalacje o mocy co najmniej 50 MW mogą otrzymać wsparcie w formie premii indywidualnych, tj. premii gwarantowanej indywidualnej lub premii kogeneracyjnej indywidualnej. Określane są na podstawie faktycznych parametrów i sytuacji rynkowej danej jednostki. Osobne tryby udzielania wsparcia przewidziano dla instalacji istniejących lub zmodernizowanych oraz nowych lub znacząco zmodernizowanych. W przypadku jednostek istniejących lub zmodernizowanych, wytwórcy samodzielnie mogą występować do Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki o dopuszczenie do systemu premii gwarantowanych. W tym przypadku jej wysokość jest jednostkowo ustalana przez regulatora w drodze decyzji. Z kolei jednostki nowe i znacząco zmodernizowane będą musiały wziąć udział w naborze organizowanym przez organ regulacyjny, którego przedmiotem jest wsparcie w postaci premii kogeneracyjnej.

Maksymalny okres wsparcia dla energii z wysokosprawnej kogeneracji dla wspomnianych jednostek wynosi 15 lat.

Wysokość stawki opłaty kogeneracyjnej na 2022 rok oraz wejście w życie rozporządzenia

Stawka opłaty kogeneracyjnej nie jest stała – przykładowo w 2020 roku wyniosła ona 1,39 zł/MWh, podczas gdy rok później została zredukowana do zera. W projekcie rozporządzenia określono wysokość stawki opłaty kogeneracyjnej na rok 2022 na poziomie 4,06 zł/MWh.

Stawka została obliczona przy uwzględnieniu różnych kosztów m.in. planowanego kosztu systemu wsparcia jednostek kogeneracji, wynikającego z prognozowanej wysokości środków przeznaczonych na wypłatę premii kogeneracyjnej, premii gwarantowanej, premii gwarantowanej indywidualnej oraz premii kogeneracyjnej indywidualnej w roku 2022 czy planowanych kosztów działalności operatora rozliczeń w roku 2022 związane bezpośrednio z obsługą systemu wsparcia wytwarzania energii elektrycznej w wysokosprawnej kogeneracji. Wysokość stawki opłaty kogeneracyjnej uwzględnia ulgę w opłacie kogeneracyjnej dla odbiorców przemysłowych, wyznaczoną zgodnie z przepisami art. 62 ust. 2 ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji.

Twórcy projektu obliczyli, że stawka opłaty kogeneracyjnej na wskazanym poziomie ma stanowić średnie obciążenie w wysokości ok. 10,15 zł na rok dla gospodarstwa domowego.

W dniu 8 listopada 2021 roku projekt rozporządzenia został opublikowany i przekazany do uzgodnień, konsultacji publicznych oraz opiniowania. Okres nadsyłania uwag ma trwać do 15 listopada 2021 roku. Co najważniejsze, projekt jest obowiązkowo opiniowany przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki – wymóg ten wynika wprost z przepisu art. 64 ust. 4 ustawy z dnia 14 grudnia 2018 r. o promowaniu energii elektrycznej z wysokosprawnej kogeneracji, zawierającego upoważnienie ustawowe dla ministra do wydania rozporządzenia.

Przewiduje się, że rozporządzeni ma wejść w życie z dniem 1 stycznia 2022 roku.

Ciepłownictwo jest sektorem zmagającymi się z różnymi problemami. O propozycjach ich przezwyciężania mogą Państwo przeczytać w naszych wcześniejszych artykułach:

Projekt Strategii dla ciepłownictwa do 2030 r. z perspektywą do 2040 r.

Projekt zmieniający rozporządzenie w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń z tytułu zaopatrzenia w ciepło

Autor: Marcel Krzanowski, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.