Komisja Europejska

Przyspieszenie rozwoju infrastruktury paliw alternatywnych? Unia wprowadza nowe rozporządzenie

Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, Klimat, OZE, Samorządy, , , , , , Możliwość komentowania Przyspieszenie rozwoju infrastruktury paliw alternatywnych? Unia wprowadza nowe rozporządzenie została wyłączona

25 września 2023 r. Rada Unii Europejskiej (UE) przyjęła rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) w sprawie rozwoju infrastruktury paliw alternatywnych i uchylające dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady 2014/94/UE (AFIR lub Rozporządzenie). Jak wskazuje sam tytuł Rozporządzenia, wejdzie ono w miejsce dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2014/94/UE z dnia 22 października 2014 r. w sprawie rozwoju infrastruktury paliw alternatywnych (AFID).

AFIR jest jednym z aktów prawnych wchodzących w skład pakietu Fit for 55. Istotnym skutkiem zastąpienia AFID jest to, że odtąd wymogi w zakresie rozmieszczenia infrastruktury paliw alternatywnych będą bezpośrednio wiązać państwa członkowskie i nie będzie potrzeby wdrożenia tych rozwiązań do prawodawstw krajowych. Głównym motywem, który stoi za wprowadzeniem Rozporządzenia, jest próba stworzenia spójnej architektury ładowania i tankowania, zapewniającej bezpieczeństwo podróży w całej UE.

W AFIR uregulowano takie sprawy jak obowiązkowe krajowe wartości docelowe dotyczące rozmieszczenia infrastruktury paliw alternatywnych w UE dla pojazdów drogowych, pociągów, statków i samolotów podczas postoju. W przepisach określono także wspólną specyfikację techniczną i wymogi w zakresie informacji dla użytkowników i dostarczania danych oraz wymogi dotyczące płatności w odniesieniu do infrastruktury paliw alternatywnych. Co więcej, przepisy odnoszą się również do zasad dotyczących krajowych ram polityki, przyjmowanych przez państwa członkowskie. Ponadto AFIR ustanowiło mechanizm sprawozdawczości zachęcający do współpracy i zapewniający dokładne śledzenie postępów.

Infrastruktura ładowania

W art. 3 Rozporządzenia wskazano wartości docelowe dotyczące infrastruktury ładowania przeznaczonej dla elektrycznych pojazdów lekkich. Państwa członkowskie mają zapewnić, aby na ich terytorium ogólnodostępne stacje ładowania przeznaczone dla takich pojazdów były rozmieszczane w sposób proporcjonalny do ich upowszechnienia i zapewniały tym pojazdom wystarczającą moc wyjściową. W tym celu na koniec każdego roku począwszy od roku 2024, łącznie mają spełniać następujące wartości docelowe dotyczące mocy wyjściowej:

  1. w odniesieniu do każdego lekkiego pojazdu elektrycznego o napędzie bateryjnym zarejestrowanego na terytorium danego państwa członkowskiego – zapewnienie całkowitej mocy wyjściowej o wartości co najmniej 1,3 kW za pomocą ogólnodostępnych stacji ładowania;
  2. w odniesieniu do każdego lekkiego pojazdu hybrydowego typu plug-in zarejestrowanego na terytorium danego państwa członkowskiego – zapewnienie całkowitej mocy wyjściowej o wartości co najmniej 0,80 kW za pomocą ogólnodostępnych stacji ładowania.

Gdy chodzi o zapewnienie minimalnego pokrycia ogólnodostępnymi punktami ładowania przeznaczonymi dla elektrycznych pojazdów lekkich w sieci drogowej na swoim terytorium, państwa członkowskie mają zlokalizować wzdłuż drogowej sieci bazowej TEN-T ogólnodostępne strefy ładowania przeznaczone dla elektrycznych pojazdów lekkich, w każdym kierunku jazdy tak, aby maksymalna odległość między tymi strefami wynosiła 60 km. Do 31 grudnia 2025 r. każda strefa ładowania ma zapewnić moc wyjściową na poziomie co najmniej 400 kW, w tym co najmniej 1 punkt ładowania o mocy wyjściowej na poziomie co najmniej 150 kW. Natomiast do 31 grudnia 2027 r. każda taka strefa będzie musiała zapewnić moc wyjściową na poziomie co najmniej 600 kW w tym co najmniej 2 punkty ładowania o indywidualnej mocy wyjściowej na poziomie co najmniej 150 kW.

W zakresie sieci kompleksowej TEN-T – podobnie jak przy sieci bazowej – planuje się, aby ogólnodostępne strefy ładowania przeznaczone dla elektrycznych pojazdów lekkich zostały rozmieszczone w każdym kierunku jazdy tak, aby maksymalna odległość między tymi strefami wynosiła 60 km. Do 31 grudnia 2027 r., na co najmniej 50% długości drogowej sieci kompleksowej TEN-T każda strefa ładowania ma zapewnić moc wyjściową na poziomie co najmniej 300 kW w tym co najmniej 1 punkt ładowania o mocy wyjściowej na poziomie co najmniej 150 kW. Do 31 grudnia 2030 r. każda strefa ładowania ma zapewniać moc wyjściową na poziomie co najmniej 300 kW, w tym co najmniej jeden punkt ładowania o mocy wyjściowej na poziomie co najmniej 150 kW. Do 31 grudnia 2035 r. moc wyjściowa każdej strefy ładowania powinna wynosić co najmniej 600 kW a ponadto strefa ładowania powinna obejmować co najmniej dwa punkty ładowania o indywidualnej mocy wyjściowej na poziomie co najmniej 150 kW.

W ogólnodostępnych punktach ładowania możliwe będzie ładowanie pojazdów elektrycznych na zasadzie ad hoc. Co więcej, od 13 kwietnia 2024 r. takie ładowanie ma być możliwe przy pomocy instrumentu płatniczego jakim jest płatność elektroniczna, tj. przez czytnik kart płatniczych lub urządzeń posiadających funkcję płatności bezdotykowych, umożliwiających odczyt co najmniej kart płatniczych, a także w przypadku ogólnodostępnych punktów ładowania o mocy wyjściowej poniżej 50 kW przy pomocy urządzeń korzystających z połączenia internetowego i umożliwiających bezpieczne transakcje płatnicze, jak chociażby urządzenia generujące specjalny kod szybkiej reakcji. Należy wspomnieć, że w ogólnodostępnych punktach ładowania o mocy wyjściowej wynoszącej co najmniej 50 kW cena ad hoc pobierana przez operatora opiera się będzie na cenie za kWh dostarczonej energii elektrycznej. Natomiast operatorzy punktów ładowania będą mogli pobierać opłatę za użytkowanie jako cenę za minutę, aby zniechęcić do długiego zajmowania punktu ładowania. Warto dodać, że do 14 kwietnia 2025 r. operatorzy mają zapewnić, aby wszystkie obsługiwane przez nich punkty na prąd stały miały na stałe zainstalowany kabel do ładowania.

Wodór i metan w transporcie

W zakresie wartości docelowych dotyczących infrastruktury tankowania wodoru przeznaczonej dla pojazdów drogowych państwa członkowskie mają zapewnić, aby do 31 grudnia 2030 r. na ich terytorium oddano do użytku minimalną liczbę ogólnodostępnych stacji tankowania wodoru. W tym celu do 31 grudnia 2030 r. rozmieszczone mają zostać wzdłuż bazowej sieci TEN-T, w odległości nie większej niż co 200 km, ogólnodostępne stacje tankowania wodoru zaprojektowane do minimalnej łącznej przepustowości 1 t/dzień, wyposażone co najmniej w dystrybutor pod ciśnieniem 700 barów. Jednocześnie takie stacje będą oddawane do użytku w każdym węźle miejskim, co najmniej 1 na węzeł. W takich przypadkach ma zostać przeprowadzona analiza w celu określenia najlepszej lokalizacji.

Rozporządzenie przewiduje również przepisy związane z infrastrukturą tankowania skroplonego metanu przeznaczonego dla pojazdów transportu drogowego. Według art. 8 AFIR do 31 grudnia 2024 r. ma zostać oddana do użytku odpowiednia liczba ogólnodostępnych punktów tankowania skroplonego metanu, przynajmniej wzdłuż sieci bazowej TEN-T, aby umożliwić silnikowym pojazdom ciężarowym napędzanym skroplonym metanem poruszanie się po całej UE, gdziekolwiek istnieje zapotrzebowanie.

Sprawozdawczość w ramach AFIR

W zakresie krajowych ram polityki zastosowanie ma art. 14 Rozporządzenia, który wskazuje, że do 31 grudnia 2024 r. każde państwo członkowskie ma przygotować i przekazać Komisji Europejskiej projekt krajowych ram polityki w zakresie rozwoju rynku w odniesieniu do paliw alternatywnych w sektorze transportu i rozwoju odpowiedniej infrastruktury.

Kwestia sprawozdawczości krajowej unormowana została w art. 15 AFIR, zgodnie z którym do 31 grudnia 2027 r., a następnie co 2 lata, każde państwo członkowskie będzie przedkładać Komisji Europejskiej oddzielne sprawozdanie krajowe z postępów w sprawie wykonania swoich krajowych ram polityki. Do 30 czerwca 2024 r., a następnie co 3 lata, państwa członkowskie będą oceniać, w jaki sposób rozwój i funkcjonowanie punktów ładowania może ułatwiać udział pojazdów elektrycznych w zwiększeniu elastyczności systemu energetycznego, w tym jaki jest ich udział w rynku bilansującym, oraz wkład w zwiększenie wykorzystania energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych. Każde państwo członkowskie może zwrócić się do swojego organu regulacyjnego o przeprowadzenie takiej oceny. Na podstawie jej wyników państwa członkowskie wprowadzają, w stosownych przypadkach, odpowiednie środki w celu rozmieszczenia dodatkowych punktów ładowania. Na podstawie informacji uzyskanych od operatorów systemów przesyłowych i operatorów systemów dystrybucyjnych krajowy regulator ocenia – do 30 czerwca 2024 r., a następnie co 3 lata – potencjalny wkład dwukierunkowego ładowania w redukcję kosztów użytkowników i kosztów systemu oraz zwiększenie udziału energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych w systemie elektroenergetycznym.

Przegląd krajowych ram polityki i krajowych sprawozdań z postępów należy do kompetencji Komisji Europejskiej. Ma ona do 31 grudnia 2026 r. ocenić krajowe ramy polityki zgłoszone przez państwa członkowskie na podstawie art. 14 ust. 11 Rozporządzenia i przedstawić Parlamentowi Europejskiemu oraz Radzie sprawozdanie z oceny tych krajowych ram polityki i ich spójności. Komisja ocenia także krajowe sprawozdania z postępów przedłożone przez państwa członkowskie na podstawie art. 15 ust. 1 AFIR i w stosownych przypadkach może wydać zalecenia, aby zapewnić osiągnięcie celów i wypełnianie zobowiązań określonych w AFIR. W terminie 6 miesięcy od otrzymania zaleceń, o których mowa powyżej, państwo członkowskie powiadamia Komisję, w jaki sposób zamierza wdrożyć te zalecenia, jeśli natomiast dane państwo członkowskie postanowi nie wdrażać zaleceń lub ich znacznej części, przedstawia Komisji uzasadnienie takiego działania.

Przepisy Rozporządzenia weszły w życie 12 października 2023 r. Ważne są jednak końcowe postanowienia AFIR. Zgodnie z nimi Rozporządzenie zacznie być stosowane dopiero od 13 kwietnia 2024 r. Do tego czasu podstawowym aktem regulującym sprawy rozwoju infrastruktury paliw alternatywnych pozostanie AFID.

***

Nowe wymagania, zwłaszcza w zakresie rozmieszczenia stacji tankowania wodoru, mogą być zbyt wygórowane dla niektórych państw członkowskich. Pamiętać trzeba, że technologie wodorowe nie są jeszcze aż tak rozpowszechnione jak chociażby rozwiązania stosowane w samochodach elektrycznych. W reakcji na przyjęcie i opublikowanie AFIR Minister Klimatu i Środowiska zakomunikował o podjęciu działań na rzecz łatwiejszego wdrożenia nowych obowiązków.

Propozycja rozmieszczania ogólnodostępnej infrastruktury ładowania oraz tankowania wodoru zawiera informacje o liczbie oraz dokładnej lokalizacji planowanych do wybudowania infrastruktury paliw alternatywnych w ciągu kilku najbliższych lat. Szczególną uwagę należy zwrócić na zamierzenia dotyczące stacji wodoru – na ten moment Minister Klimatu i Środowiska przewiduje wybudowanie 34 takich stacji, co przewyższa liczbę wskazaną w Polskiej Strategii Wodorowej.

Z treści ministerialnego komunikatu wynika, że powyższe plany stanowią jedynie propozycję będącą punktem wyjścia do dalszych rozmów, przede wszystkim z sektorem prywatnym. Celem dyskusji ma być wypracowanie modelu budowy kolejnych stacji tak, aby spełniać wymogi AFIR przy zapewnieniu dostatecznych szans na funkcjonowanie jednostek paliwowych w warunkach rynkowych.

Autorzy: r. pr. Tomasz Brzeziński, Aleksandra Walczak, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

Przepisy wykonawcze dla okresu przejściowego CBAM

Aktualności, Budownictwo, Energetyka, Klimat, Środowisko, , , , Możliwość komentowania Przepisy wykonawcze dla okresu przejściowego CBAM została wyłączona

Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady UE 2023/956 z dnia 10 maja 2023 r. ustanawiające mechanizm dostosowania cen na granicach z uwzględnieniem emisji CO2 (Rozporządzenie CBAM) oficjalnie weszło w życie 17 maja 2023 r., dzień po jego opublikowaniu w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej, jednak większość jego przepisów zacznie być stosowana dopiero od 1 października 2023 r.

W jednym z artykułów opisywaliśmy już czego dotyczy ww. mechanizm dostosowania cen na granicach pod względem emisji dwutlenku węgla (ang. Carbon Border Adjustment Mechanism) (CBAM), jednak po krótce przypomnimy na czym polega to regulacja. W dalszej części zajmiemy się z kolei rozporządzeniem wykonawczym Komisji (UE) 2023/1773 z dnia 17 sierpnia 2023 r. ustanawiającym zasady stosowania rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2023/956 w odniesieniu do obowiązków sprawozdawczych do celów mechanizmu dostosowywania cen na granicach z uwzględnieniem emisji CO2 w okresie przejściowym (Rozporządzenie wykonawcze).

CBAM – kluczowy element Fit for 55

Rozporządzenie 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.

Mechanizm ustalający cenę za dwutlenek węgla emitowany podczas produkcji towarów, które są importowane do Unii Europejskiej (UE) ma być przełomowym narzędziem przyśpieszającym dekarbonizację europejskiego przemysłu. CBAM 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 dwutlenek węgla 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.

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 UE (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 określonych metod.

Po wejściu w życie stałego systemu, który zostanie oparty na zmienionych zasadach Unijnego Systemu Handlu Emisjami (EU ETS), importerzy będą musieli co roku deklarować ilość towarów zaimportowanych do UE w poprzednim roku oraz związanych z nimi GHG (wskaźnik emisji gazów cieplarnianych). W dalszej kolejności będą oni przekazywać odpowiednią liczbę certyfikatów CBAM do umorzenia.

Rozporządzenie wykonawcze – rozwiązania dla okresu przejściowego

Rozporządzenie wykonawcze, które zawiera przepisy o okresie przejściowym do systemu CBAM zostało przyjęte przez Komisję Europejską (KE) 17 sierpnia 2023 r. i opublikowane w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej 15 września 2023 r. Formalne wejście w życie przepisów Rozporządzenia wykonawczego nastąpiło parę dni temu, tj. 16 września 2023 r.

Rozporządzenie wykonawcze doprecyzowuje obowiązki sprawozdawcze i metody tymczasowego obliczania emisji wbudowanych, które uwalniane są podczas procesu produkcji towarów. Samo Rozporządzenie CBAM zacznie obowiązywać w fazie przejściowej od 1 października 2023 r. do 31 grudnia 2025 r., a pierwszy okres sprawozdawczy dla importerów zakończy się 31 stycznia 2024 r.

W oparciu o art. 4 ust. 3 Rozporządzenia wykonawczego do 31 lipca 2024 r. w stosunku do każdego przewozu towarów, jeśli zgłaszający nie ma wszystkich niezbędnych informacji w sprawozdaniu, tj. gdy wartości rzeczywiste emisji zmierzone na poziomie instalacji nie będą dla niego dostępne, może on stosować wartość domyślną jako metodę określenia wielkości emisji. Wartości te udostępnione są przez KE w załączniku nr IV ust. 4 do Rozporządzenia CBAM. Art. 5 Rozporządzenia wykonawczego natomiast wskazuje na możliwość stosowania wartości szacunkowych jako odstępstwa od wyżej wskazanego art. 4. Ten wyjątek powoduje, że aż 20% całkowitej wielkości emisji może być oparte na szacunkach operatorów instalacji.

Rozporządzenie wykonawcze wprowadza także możliwość modyfikacji i korekty sprawozdań CBAM. Okres na takie działanie zgodnie z art. 9 ust. 1 Rozporządzenia wykonawczego wynosi dwa miesiące od zakończenia odpowiedniego kwartału sprzedażowego. Przewidziano również wyjątek od tego terminu, gdzie zgłaszający może zmodyfikować sprawozdanie za dwa pierwsze okresy do dnia zakończenia terminu za trzeci okres. Aby złożyć ponownie sprawozdanie lub wprowadzić korekty po upływie terminu, należy złożyć wniosek do właściwego organu w terminie roku od zakończenia odpowiedniego kwartału sprawozdawczego. Po wyrażeniu zgody, zgłaszający ma miesiąc od dnia zezwolenia na wprowadzenie korekty.

Na potrzeby okresu przejściowego stworzony zostanie, zgodnie z art. 10 Rozporządzenia wykonawczego, rejestr przejściowy CBAM. Ma być to elektroniczna baza danych, która zawierać będzie wspólne elementy danych na potrzeby sprawozdawczości. Art. 11 ust. 1 Rozporządzenia wykonawczego natomiast odpowiada za kontrolowanie sprawozdań z okresu przejściowego. Kontrola sprawozdań odbyć się może w czasie okresu przejściowego jak również trzy miesiące po upływie terminu do złożenia ostatniego sprawozdania. Ma ona na celu ocenę przestrzegania obowiązków związanych ze sprawozdaniem.

Dodatkowo KE opracowuje szczegółowe wytyczne, materiały szkoleniowe i samouczki, które mają pomóc państwom członkowskim w momencie rozpoczęcia stosowania systemu przejściowego.

Autorka: Aleksandra Walczak, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

Sieci potrzebne od zaraz!

Aktualności, , , , Możliwość komentowania Sieci potrzebne od zaraz! została wyłączona

Już w dniach 8 i 9 listopada 2023 r. odbędzie się 38. Konferencja Energetyczna EuroPOWER & 8. OZE POWER. Celem wydarzenia od początku jego powstania jest mówienie o najbardziej aktualnych wyzwaniach i problemach dotyczących sektora energetycznego. Już w listopadzie ponownie spotkają się kluczowi  przedstawiciele branży, aby wspólnie przedyskutować najważniejsze aspekty funkcjonowania i rozwoju branży energetycznej.

Agenda i zapisy na wydarzenie znajdują się na stronie: https://konferencjaeuropower.pl/lp/lpm/.

Poniżej prezentujemy skrót najważniejszych tematów ze świata energetyki, które w rozszerzonej formie zostaną zaprezentowane podczas konferencji, na którą już dzisiaj serdecznie zapraszamy!

Rozwój sieci jako warunek niezbędny dla upowszechniania OZE – wsparcie planowania rozwoju sieci oraz ich modernizacji

Rozwój sieci energetycznych jest kluczowy dla upowszechniania Odnawialnych Źródeł Energii (OZE). Inwestycje w sieci są niezbędne nie tylko dla integracji OZE, a także dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii. W ostatnich latach odmowy wydawania warunków przyłączenia nowych mocy stały się normą, co utrudnia rozwój OZE. Operatorzy sieci dystrybucyjnych uzasadniają decyzje złym stanem technicznym sieci elektroenergetycznych i potrzebą zaangażowania ogromnych środków finansowych na ich modernizację. W raporcie Forum Energii proponowane są działania, które pozwolą zoptymalizować procesy administracyjne oraz zwiększyć techniczne możliwości przyłączania do sieci nowych projektów OZE. Wśród nich znajdują się m.in. aktualizacja Polityki energetycznej Polski i Krajowego planu na rzecz energii i klimatu, zobligowanie operatorów sieci dystrybucyjnych do transparentnego przygotowania planów rozwoju sieci oraz umożliwienie współdzielenia przyłączenia sieciowego przez różne instalacje OZE.

Jak zbudować powszechny, rozproszony system magazynowania energii?

Aby zbudować powszechny, rozproszony system magazynowania energii, niezbędne jest zrozumienie i zastosowanie elastyczności w systemie elektroenergetycznym. Elastyczność w tym kontekście rozumiana jest jako zdolność do szybkiego reagowania na wahające się zapotrzebowanie na energię elektryczną w warunkach zmiennej podaży. Polski system elektroenergetyczny obecnie jest niedostatecznie elastyczny. Zatem wzrost roli operatora i sięgnięcie przez niego po zasoby elastyczności przyłączone do sieci dystrybucyjnej jest niezbędne. Zwiększenie udziału odnawialnych źródeł energii (OZE) wymaga efektywnej integracji tych technologii. Prace źródeł konwencjonalnych i odnawialnych mogą się wzajemnie uzupełniać, co podkreśla potrzebę zmian w całym łańcuchu dostaw energii. Wprowadzenie kompleksowych mechanizmów rynkowych, które dostarczą bodźców ekonomicznych podmiotom oferującym elastyczność pracy, jest również niezwykle ważne.
Do osiągnięcia pełnej elastyczności systemu konieczna jest rozbudowa sieci przesyłowych i dystrybucyjnych oraz stosowanie nowoczesnych metod oceny zdolności przesyłowej.

Magazynowanie energii: technologie i rozwiązania dla sektora OZE

Magazynowanie energii odgrywa główną rolę w kontekście rosnącego udziału odnawialnych źródeł energii (OZE) w globalnym miksie energetycznym. Zmieniający się klimat i potrzeba osiągnięcia neutralności klimatycznej wymuszają odejście od paliw kopalnych na rzecz OZE. W związku z tym, pojawia się wyzwanie związane z bilansowaniem sieci elektroenergetycznych, zwłaszcza że OZE mają niestabilny charakter. Technologie magazynowania energii, takie jak elektrownie wodne szczytowo-pompowe, magazyny energii sprężonego powietrza czy magazyny energii ciekłego powietrza, stają się kluczowe. Elektrownie wodne szczytowo-pompowe, jedna z najbardziej znanych metod, polegają na przepompowywaniu wody między dwoma zbiornikami na różnych wysokościach, osiągając sprawność na poziomie ok. 85%. Magazyny energii sprężonego powietrza wykorzystują energię z OZE do sprężania powietrza, które następnie jest przechowywane w pojemnych zbiornikach. W chwili potrzeby, sprężone powietrze jest wykorzystywane do generacji energii elektrycznej. W ostatnim czasie popularne są również technologie bazujące na przemianach elektromechanicznych, takie jak akumulatory litowo-jonowe. Wszystkie te technologie mają swoje zalety i wady, ale ich rozwój jest kluczowy dla przyszłości zrównoważonej energetyki.

Rozwój cable poolingu w Polsce. Łączenie źródeł OZE

Cable pooling to połączenie różnych źródeł wytwórczych OZE (oraz magazynów energii i elektrolizerów) w tym samym węźle przyłączenia o sumarycznej mocy większej niż moc przyłączeniowa. Dzięki temu, wykorzystując jedno przyłącze, można łączyć na przykład farmy wiatrowe i elektrownie słoneczne, które są blisko siebie. Taki sposób łączenia źródeł z powodzeniem funkcjonuje chociażby w Holandii. W Polsce, aby umożliwić powszechne stosowanie cable pooling, konieczne są zmiany w prawie. Dotychczasowa moc przyłączeniowa była wykorzystywana w niewielkim stopniu, ale dzięki cable pooling infrastruktura sieciowa może być wykorzystywana w sposób optymalny. Wprowadzenie tej technologii pozwoli na rozwój kolejnych 25 gigawatów mocy w źródłach odnawialnych, co przekłada się na oszczędność około 40 miliardów złotych. Wprowadzenie cable pooling może znacząco przyspieszyć rozwój OZE w Polsce, ograniczając jednocześnie koszty związane z rozbudową sieci i zwiększając bezpieczeństwo energetyczne kraju.

Integracja sektorów (sector coupling) – zniesienie tradycyjnego podziału pomiędzy sektorami energochłonnymi i wprowadzenie modelu holistycznego

Integracja sektorów (sector coupling) jest obecnie coraz częściej dyskutowanym tematem w europejskich przedsiębiorstwach energetycznych. Polega ona na elektryfikacji transportu, ciepłownictwa, chłodnictwa, zużycia energii w przemyśle oraz innych sektorów gospodarki, które dotychczas nie były zelektryfikowane. Głównym celem integracji sektorów jest głęboka dekarbonizacja gospodarki poprzez maksymalne wykorzystanie energii elektrycznej pochodzącej ze źródeł odnawialnych. Dąży się do stworzenia „społeczeństwa całkowicie elektrycznego”, gdzie elastyczność wytwarzania i zużywania energii elektrycznej jest kluczowa, a technologie magazynowania energii w różnych formach odgrywają ważną rolę. Współczesne odnawialne źródła energii są w stanie pokrywać coraz większą część światowego zapotrzebowania na energię elektryczną, jednak sektory takie jak transport, ciepłownictwo, rolnictwo i przemysł ciężki wciąż są energochłonne i wysokoemisyjne. Integracja sektorów, bazująca głównie na energii elektrycznej z OZE, ma na celu osiągnięcie zerowej emisji CO2 netto. Kluczową rolę w tym procesie odgrywają technologie typu Power-to-X, takie jak power-to-gas (PtG) czy power-to-heat (PtH), które choć istnieją, są często w fazie eksperymentalnej lub nie są jeszcze wykorzystywane na szeroką skalę.

Zmiany prawne umożliwiające realną partycypację inwestorów w finansowaniu przebudowy sieci

Zmiany prawne odgrywają kluczową rolę w umożliwieniu realnej partycypacji inwestorów w finansowaniu przebudowy sieci elektroenergetycznych. Aby zrealizować założenia aktualizacji Polityki Energetycznej Państwa do 2040 r., konieczne jest znaczące zwiększenie inwestycji w sieci elektroenergetyczne. Jednym z głównych wyzwań jest pozyskanie odpowiednich środków finansowych. Chociaż projekt aktualizacji PEP2040 zakłada nakłady rzędu 500 mld zł do 2040 r., źródła finansowania nie są jasno określone. Domyślnie zakłada się, że głównym źródłem finansowania będą klienci końcowi poprzez koszty uwzględnione w taryfach. Jednakże, nawet jeśli środki zostaną pozyskane, istnieją inne wyzwania, takie jak akceptacja społeczna dla projektów sieciowych czy pozyskanie gruntów pod inwestycje. Specustawy, które ułatwiają proces wywłaszczenia nieruchomości i wypłaty odszkodowań, mogą pomóc w przezwyciężeniu niektórych z tych wyzwań. W kontekście tych zmian, kluczowe jest również budowanie silnych relacji pomiędzy inwestorami a wykonawcami oraz dostawcami, aby zapewnić skuteczne i terminowe realizowanie projektów.

Jakie działania regulacyjne i rynkowe należałoby podjąć, aby zwiększyć inwestycje w magazyny energii oraz w udrożnienie systemu w kwestii zwiększenia dostępności mocy przyłączania?

Zwiększenie inwestycji w magazyny energii oraz udrożnienie systemu w kwestii dostępności mocy przyłączania wymaga skoordynowanego podejścia zarówno na poziomie regulacyjnym, jak i rynkowym.

Działania, jakie należałoby podjąć to m.in.:

  • Wsparcie finansowe – dla przykładu Program „Mój Prąd 4.0” udziela wyższych dotacji na montaż domowych magazynów energii. Zwiększenie dotacji do domowego magazynu energii z 7,5 tys. zł do 16 tys. zł ma na celu zwiększenie opłacalności takich inwestycji. Wprowadzenie wyższych dotacji przyczyniło się do zwiększenia zainteresowania magazynami energii, co jest kluczem do zwiększenia inwestycji w tej dziedzinie,
  • Edukacja i świadomość: ważne jest również zwiększenie świadomości konsumentów na temat korzyści związanych z magazynowaniem energii. Chociaż opłacalność inwestycji w magazyny energii jest oczywista dla ekspertów branżowych, wielu konsumentów indywidualnych wciąż nie rozumie pełni korzyści z takiej inwestycji,
  • Zmiany w systemie rozliczeń: wprowadzenie systemu net-billing zamiast net-metering wpłynęło na sposób, w jaki energia jest rozliczana i sprzedawana, co z kolei wpłynęło na opłacalność inwestycji w magazyny energii. Wprowadzenie nowych systemów rozliczeń, które są bardziej korzystne dla prosumentów, może przyczynić się do zwiększenia inwestycji w magazyny energii,
  • Innowacje technologiczne: wspieranie badań i rozwoju w dziedzinie technologii magazynowania energii może prowadzić do powstania bardziej wydajnych i opłacalnych rozwiązań, które z kolei przyciągną więcej inwestorów,
  • Elastyczność taryf: aby zwiększyć efektywność inwestycji w magazyny energii, konieczne jest wprowadzenie bardziej elastycznych i dynamicznych taryf, które lepiej odzwierciedlają realia obecnego rynku energii.

Podsumowując, zwiększenie inwestycji w magazyny energii i udrożnienie systemu w kwestii dostępności mocy przyłączania wymaga połączenia wsparcia finansowego, edukacji, innowacji technologicznych oraz elastyczności w systemie rozliczeń. Współpraca między różnymi podmiotami, takimi jak rząd, branża energetyczna i konsumenci, jest kluczem do osiągnięcia tych celów.

Nowelizacja Prawa energetycznego – część II: nowe zadania Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki

Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, energia elektryczna, Klimat, OZE, Środowisko, , , , , , , , , , , , Możliwość komentowania Nowelizacja Prawa energetycznego – część II: nowe zadania Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki została wyłączona

Dziś zapraszamy na kolejną z części publikacji na temat ustawy z dnia 28 lipca 2023 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Nowelizacja), tym razem w zakresie zmian dotyczących zadań Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (Prezes URE). Nawet pomimo ujęcia tych zagadnień w osobnym artykule, liczba zmian pozostaje duża, co wymusza skupienie się wyłącznie na najistotniejszych modyfikacjach.

Rozszerzenie zakresu działań Prezesa URE

Nowelizacja w znacznej części poświęcona jest zmianom w zakresie działalności Prezesa URE. Zmiany te wpływają na treść art. 23 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (t.j. Dz. U. z 2022 r. poz. 1385 z późn. zm.) (Prawo energetyczne). Pierwszą ze zmian jest rozszerzenie zakresu działań organu regulacyjnego o opracowywanie i zamieszczanie w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki (Biuletyn URE) wytycznych co do kierunku rozwoju sieci i realizacji inwestycji priorytetowych we wskazanym terminie (art. 23 ust. 2 pkt 3a). Ponadto powstaje nowy obowiązek w postaci kontrolowania wykonania realizacji planu rozwoju przedsiębiorstwa energetycznego lub operatora systemu (art. 23 ust 2 pkt 3b).

Dalej, w art. 23 ust. 2 Prawa energetycznego dodaje się całkowicie nowe punkty 11f – 11h, w ramach których przewidziano m.in. następujące zadania: wykonywanie decyzji Komisji Europejskiej i Agencji, opracowywanie wytycznych i zaleceń dla operatorów systemów dystrybucyjnych w zakresie usług elastyczności, a także ocenę rynku tych usług.

Po wejściu w życie Nowelizacji Prezes URE rozpocznie również działania pod kątem monitorowania np. poziomu i skuteczności otwarcia rynku i konkurencji na poziomie hurtowym i detalicznym czy kształtowania się taryf i opłat za świadczenie usług dystrybucyjnych (art. 23 ust 2 pkt 18b). Wreszcie zgodnie z nowym w art. 23 ust. 8 co najmniej raz w roku zamieszczone zostaną w Biuletynie URE zalecenia stworzone przez Prezesa URE, dotyczące zapewnienia zgodności cen sprzedaży energii elektrycznej z wymogami konkurencyjnego rynku energii. Zalecenie to przekazuje się Prezesowi Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów, gdy uzna się to za konieczne.

Warto wspomnieć także o nowym wymogu składania przez Prezesa URE sprawozdań ze swojej działalności do Komisji Europejskiej i Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER). Termin na ich złożenie został ustalony na 31 lipca każdego roku.

Regionalne centrum koordynacyjne

Nowelizacja dodaje do Prawa energetycznego art. 23x, który wskazuje Prezesa URE jako organ właściwy do spraw związanych z nową instytucją, tj. regionalnym centrum koordynacyjnym.

Zgodnie z dodaną w art. 3 Prawa energetycznego (pkt 76) definicją regionalne centrum koordynacyjne to centrum, o którym mowa w art. 35 Rozporządzenia 2019/943, działające niezależnie od indywidualnych interesów krajowych oraz interesów operatorów systemów przesyłowych, wykonujące takie zadania, jak: skoordynowane wyznaczanie zdolności przesyłowych zgodnie z metodami opracowanymi na podstawie wytycznych w sprawie alokacji zdolności przesyłowych i zarządzania ograniczeniami przesyłowymi czy tworzenie wspólnych modeli sieci zgodnie z metodami i procedurami opracowanymi na podstawie wytycznych w sprawie pracy systemu przesyłowego (pełen pakiet zadań ujęto w art. 37 wspomnianego rozporządzenia).

Zadania Prezesa URE w powyższym zakresie to monitorowanie, m.in. działania koordynacji systemu, czy zatwierdzanie kosztów związanych z działalnością centrum. Prezes URE jako organ właściwy ponadto ma, we współpracy z organami regulacyjnymi z danego regionu pracy systemu, zatwierdzać wnioski o utworzenie regionalnego centrum koordynacyjnego (art. 23x ust. 1)

„Piaskownica regulacyjna”

Nowelizacja przewiduje wprowadzenie do Prawa energetycznego całkowicie nowego artykułu 24d, który wdroży instytucję tzw. „Piaskownicy regulacyjnej”. Rozwiązanie to ma polegać na zezwoleniu na realizację danego projektu w ramach odstępstw od stosowania określonych przepisów prawa. Sposobem na uzyskanie tego pozwolenia jest złożenie do Prezesa URE odpowiedniego wniosku przez osobę prawną, jednostkę organizacyjną niebędącą osobą prawną, której odrębna ustawa przyznaje zdolność prawną oraz przedsiębiorcę lub wspólnika spółki cywilnej. Aby odstępstwa były możliwe, projekt musi mieć na celu wdrożenie innowacyjnych technologii, usług, produktów, modeli współpracy użytkowników systemu, rozwiązań technologicznych lub teleinformatycznych, które wpłyną na korzyść transformacji energetycznej czy inteligentnych sieci i infrastruktur. Prezes URE może przyznać odstępstwo na maksymalnie 3 lata, z jednokrotną możliwością przedłużenia na kolejne 3 lata w zależności od zaawansowania prac oraz etapu projektu.

Zgodnie z ust. 3 nowego art. 24d udzielenie odstępstw możliwe jest jedynie w przypadku spełnienia łącznie następujących warunków:

  • projekt przyczyni się do osiągnięcia celów polityki energetycznej państwa tj. zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju, wzrostu konkurencyjności gospodarki i jej efektywności energetycznej, a także ochrony środowiska, w tym klimatu;
  • wnioskodawca uprawdopodobni oczekiwane korzyści wynikające z realizacji projektu dla funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, użytkowników tych systemów albo inne korzyści środowiskowe, gospodarcze lub społeczne;
  • wnioskodawca wykaże istniejące bariery regulacyjne, utrudniające realizację projektu bez uzyskania odstępstwa.

Ustawodawca wskazuje, że Prezes URE będzie miał także możliwość żądania od podmiotu wnioskującego o przyznanie odstępstwa przedłożenia niezależnej ekspertyzy potwierdzającej spełnienie tych kryteriów. Warto wspomnieć, że ekspertyzy te sporządzać mogą jedynie podmioty wskazane przez Prezesa URE i sporządzane są na koszt podmiotu wnioskującego o przyznanie odstępstwa. Jednocześnie Prezesowi URE przysługuje możliwość kontrolowania działań podmiotów, które działają w ramach udzielonych odstępstw. Kontrola ma na celu sprawdzanie czy sposób realizacji projektu jest zgodny z warunkami wydanymi w decyzji Prezesa URE. Jeśli wynik kontroli wskazuje na naruszenia, a pomimo wezwania podmiot naruszeń nie usunie, Prezes URE może cofnąć decyzję o udzielonym odstępstwie.

Przedstawienie postępów z realizacji projektów jak również wnioski wynikające z zakończonych projektów oraz oceny wpływu udzielonych odstępstw na realizację celów przeprowadzonych projektów mają być zawarte przez Prezesa URE w sprawozdaniach z jego działalności.

Wydawanie koncesji a rękojmia prawidłowego wykonywania działalności

Po wejściu w życie przepisów zawartych w Nowelizacji Prezes URE zyska uprawnienie do odmówienia udzielenia lub cofnięcia koncesji, jeśli wnioskodawca nie daje rękojmi prawidłowego wykonywania działalności. Zmiany w zakresie koncesji przewidziane są w art. 33 ust. 3d, art. 34 ust. 4a i 4b oraz art. 35a Prawa energetycznego.

Nadto Prezes URE otrzymuje także możliwość sprawdzenia faktów podanych przez wnioskodawcę we wniosku o udzielenie koncesji lub jej zmianę przed wydaniem decyzji w celu stwierdzenia, czy przedsiębiorca spełnia warunki wykonywania działalności gospodarczej objętej koncesją oraz czy daje rękojmię prawidłowego wykonywania działalności (art. 35a).

W zakresie zmiany lub cofnięcia koncesji w art. 41 w ust. 4 Prawa energetycznego dodano pkt 7, na podstawie którego Prezes URE powinien poczynić powyższe kroki w przypadku stwierdzenia, że wnioskodawca nie daje rękojmi prawidłowego wykonywania działalności objętej koncesją. Ponadto Prezes URE jest wyposażony w kompetencję do podejmowania opisanych czynności z urzędu. W szczególności może samodzielnie dostosować warunki koncesji do obowiązującego stanu prawnego.

Warto wspomnieć także o rozszerzeniu uprawnień Prezesa URE w sprawie nakazania dalszego prowadzenia działalności po wygaśnięciu koncesji przedsiębiorstwa w upadłości. Aktualnie nakaz ten dotyczy wyłącznie działających przedsiębiorstw energetycznych, natomiast znowelizowany art. 40 Prawa energetycznego dodaje do grupy zobowiązanych przedsiębiorstwa w upadłości oraz nabywców tych przedsiębiorstw, jeżeli zostały one zbyte.

Zmiana w zakresie regulacji dot. linii bezpośrednich

O zmianach w zakresie regulacji linii bezpośrednich pisaliśmy w jednym z naszych poprzednich artykułów. Nowelizacja uległa jednak zmianom w toku procesu legislacyjnego, co uzasadnia ponowne przedstawienie wprowadzanych zmian.

Słowniczek ustawowy poszerzył się o definicję pojęcia linii bezpośrednich (art. 3 pkt 11f). Następnie dodano całkowicie nowy art. 7aa, wskazujący w ust. 1 obowiązki podmiotu posiadającego tytuł prawny do linii bezpośrednich. Jedną z istotniejszych zmian jest wprowadzenie wykazu linii bezpośrednich prowadzonego i publikowanego przez Prezesa URE.

Dla inwestorów ważną informacją jest, że zmianie ulegnie forma uzyskania zgody na wybudowanie linii bezpośrednich. W art. 7aa ust. 10 przewidziano, że podmiot chcący wybudować taką linię lub podmiot posiadający tytuł prawny do linii musi przedłożyć do Prezesa URE zgłoszenie o chęci wybudowania lub dalszego korzystania z linii bezpośredniej. Aktualnie Prezes URE powinien wyrazić zgodę w formie decyzji, natomiast po wejściu w życiu Nowelizacji zgoda ta nie będzie potrzebna, gdyż wystarczy sam fakt zgłoszenia i wpis do wykazu. Dopiero odmowa wpisu do wykazu przybierze postać decyzji administracyjnej.

Trzeba też wspomnieć o tzw. opłacie solidarnościowej. Przepis art. 7aa ust. 4 odnosi się do wydzielonego odbiorcy (tj. odbiorcy przyłączonego do linii bezpośredniej) podłączonego jednocześnie do krajowej sieci dystrybucyjnej oraz do przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się obrotem energią elektryczną, do którego energia elektryczna jest dostarczana z jednostki wytwórczej linią bezpośrednią, których zobowiązuje się do wnoszenia do przedsiębiorstwa energetycznego wykonującego działalność gospodarczą w zakresie przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej opłaty odpowiadającej udziałowi tego podmiotu w kosztach stałych za przesyłanie lub dystrybucję energii elektrycznej, w części niepokrytej innymi składnikami taryfy zależną od ilości energii dostarczanej tą linią bezpośrednią, oraz opłatę na pokrycie kosztów utrzymywania systemowych standardów jakości i niezawodności bieżących dostaw energii elektrycznej, zależną od ilości energii dostarczanej tą linią bezpośrednią.

Autorzy: Aleksandra Walczak, Marcel Krzanowski, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

Nowelizacja Prawa energetycznego – część I: zmiany dotyczące odbiorców energii

Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, Gaz, OZE, , , , Możliwość komentowania Nowelizacja Prawa energetycznego – część I: zmiany dotyczące odbiorców energii została wyłączona

Liczne zmiany w europejskich aktach prawnych w zakresie energetyki wymuszają podejmowanie prac dostosowawczych w polskim ustawodawstwie. Tym razem prawodawca zajął się nowelizacją szeroko rozumianego prawa energetycznego w drodze ustawy z dnia 28 lipca 2023 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Nowelizacja), która obecnie czeka na podpis Prezydenta RP. W największym stopniu modyfikacjom ma ulec ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (Prawo energetyczne), jednak ważne poprawki pojawią się także w innych aktach prawnych. Z oceną tych rozwiązań można się zapoznać w niedawnym artykule Adama Wawrzynowicza, redaktora naczelnego portalu ENERGIA.EDU.PL dla „Rzeczpospolitej”.

Nowelizacja pociągnie za sobą istotne dla branży energetycznej konsekwencje, nad którymi trzeba się pochylić. Z uwagi na pokaźną liczbę zmian, którą trudno byłoby objąć jedną publikacją, temat zostanie przez nas podzielony na cztery części. Dziś zapraszamy do zapoznania się z pierwszą z nich, dotyczącą sytuacji odbiorców.

Techniczna zmiana sprzedawcy

Pierwszą z istotnych zmian odnajdujemy w art. 4j Prawa energetycznego w postaci zobowiązania operatora informacji rynku energii, operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego oraz operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego do umożliwienia odbiorcy energii elektrycznej dokonania zmiany sprzedawcy energii w terminie 24 godzin od momentu powiadomienia operatora informacji rynku energii o zawarciu nowej umowy sprzedaży energii elektrycznej lub umowy kompleksowej. Dobowy termin będzie liczony od momentu przesłania przez nowego sprzedawcę informacji o zawarciu umowy sprzedaży energii elektrycznej z odbiorcą.

Powyższe rozwiązanie nie wejdzie jednak w życie od razu, ponieważ wiąże się ono ściśle z funkcjonowaniem Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii. Techniczna zmiana sprzedawcy energii elektrycznej w 24 godziny nie będzie zatem możliwa przed rokiem 2026 – zakładając, że w tym roku zacznie działać centralny system informacji rynku energii.

Porównywarka ofert sprzedaży energii elektrycznej

Kolejnym udogodnieniem przewidzianym dla odbiorców jest wdrożenie porównywarki ofert sprzedaży energii elektrycznej (zasadom funkcjonowania tego narzędzia poświęcono cały nowy rozdział 4b w Prawie energetycznym). Nie będzie ona ogólnodostępna, ponieważ uprawnionymi do bezpłatnego skorzystania z jej dobrodziejstw będą odbiorcy energii elektrycznej w gospodarstwach domowych oraz mikroprzedsiębiorcy o przewidywanym rocznym zużyciu energii elektrycznej poniżej 100.000 kWh.

Porównywarka ofert będzie prowadzona przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (Prezes URE) na specjalnie przygotowanym do tego portalu i zapewni możliwość pozyskania informacji dotyczących:

  • wszystkich ofert sprzedaży energii elektrycznej przeznaczonych dla tych odbiorców, w tym ofert z cenami dynamicznymi energii elektrycznej występujących na rynku energii elektrycznej na terytorium Polski,
  • ofert innych usług wysuwanych przez sprzedawców energii elektrycznej,
  • wyników porównań ofert dostępnych w porównywarce.

Oferty mają być aktualizowane na bieżąco, co ma zostać zagwarantowane przez nałożenie na przedsiębiorstwa obowiązku informowania Prezesa URE o planowych zmianach lub planach wprowadzenia nowej oferty z siedmiodniowym wyprzedzeniem.

Obywatelskie społeczności energetyczne

Ustawodawca nie ustaje w wysiłkach nakierowanych na dalsze wsparcie rozwoju inicjatyw energetycznych na terenie kraju. Tym razem w polskim porządku prawnym pojawi się definicja obywatelskich społeczności energetycznych. Szczegółowe reguły działania obywatelskich społeczności energetycznych zawarto w nowym rozdziale 2e Prawa energetycznego. W zamiarze ustawodawcy za ww. społeczność będzie uchodził podmiot posiadający zdolność prawną:

  • opierający się na dobrowolnym i otwartym uczestnictwie i w którym uprawnienia decyzyjne i kontrolne będą przysługiwać członkom, udziałowcom lub wspólnikom, którzy nie mogą być innymi podmiotami niż osoby fizyczne, jednostki samorządu terytorialnego, mikroprzedsiębiorcy lub mali przedsiębiorcy;
  • dla którego działalność gospodarcza w sektorze energetycznym nie stanowi przedmiotu podstawowej działalności członków takiej społeczności;
  • mający na celu zapewnienie korzyści środowiskowych, gospodarczych lub społecznych dla swoich członków, udziałowców lub wspólników oraz dla obszarów, na których prowadzi działalność;
  • który będzie działać w jednym z enumeratywnie wymienionych w ustawie obszarów, takich jak: wytwarzanie, obrót czy magazynowanie energii elektrycznej, ładowanie pojazdów elektrycznych, wytwarzanie, zużywanie lub sprzedaż biogazu, biogazu rolniczego, biomasy i biomasy pochodzenia rolniczego.

Dla powyższych podmiotów przewidziano wielość form organizacyjnych, w ramach których będą mogły one wykonywać swoje zadania. Są to m.in. spółdzielnie, wspólnoty mieszkaniowe, stowarzyszenia, spółki osobowe i spółdzielnie rolników. Po wybraniu formy prawnej konieczne będzie jeszcze wpisanie takiej społeczności do odpowiedniego wykazu obywatelskich społeczności energetycznych, prowadzonego przez Prezesa URE.

Obywatelska społeczność energetyczna będzie mogła działać na obszarze świadczenia usług przez jednego operatora systemu dystrybucyjnego – tego, do którego sieci są przyłączone instalacje należące do członków danej społeczności.

Uwzględnienie obywatelskich społeczności energetycznych w Nowelizacji oznacza, że na polskim rynku pojawi się kolejny (obok klastrów energii i spółdzielni energetycznych) sposób oddolnej współpracy energetycznej, mający za zadanie integrację lokalnej społeczności w celu umożliwienia odbiorcom końcowym wzięcia udziału w wytwarzaniu, zużyciu oraz dzieleniu się energią elektryczną i biogazem z innymi odbiorcami. W uzasadnieniu Nowelizacji zaznaczono jednocześnie, że wprowadzana regulacja stanowi ramy funkcjonowania obywatelskich społeczności energetycznych. Nie jest zatem wykluczone, że w przyszłości nastąpi ich uszczegółowienie.

Umowy z cenami dynamicznymi energii elektrycznej

W kontekście odbiorców energii elektrycznej zaproponowano wprowadzenie nowej formy sprzedaży energii elektrycznej – na podstawie umowy z ceną dynamiczną energii elektrycznej (art. 5 ust. 4g i 4h Prawa energetycznego). Ustawodawca ma w tym przypadku na myśli umowę sprzedaży energii elektrycznej lub umowę kompleksową, zawartą między sprzedawcą energii elektrycznej a odbiorcą końcowym, odzwierciedlającą wahania cen na rynkach energii elektrycznej, w szczególności na rynkach dnia następnego i dnia bieżącego, w odstępach co najmniej równych okresowi rozliczania niezbilansowania.

Umowy z cenami dynamicznymi będą mogli zawierać wyłącznie odbiorcy, którzy posiadają licznik zdalnego odczytu. Ofert będzie można szukać w pierwszej kolejności u sprzedawców energii elektrycznej, którzy sprzedają energię elektryczną do co najmniej 200.000 odbiorców końcowych, ponieważ zostaną oni ustawowo zobowiązani do rozszerzenia swojej oferty o umowy z ceną dynamiczną.

Należy przy tym podkreślić, że posiadanie licznika zdalnego odczytu nie spowoduje automatycznego przejścia na rygor umów z ceną dynamiczną, gdyż zawarcie takiej umowy będzie wymagało uprzedniego uzyskania zgody od odbiorcy końcowego. Cena sprzedaży energii elektrycznej będzie w takim przypadku uzależniona od informacji na temat cen i stawek opłat na rynku dnia następnego i dnia bieżącego przez giełdę towarową na terenie Polski. W odniesieniu do takich odbiorców sprzedawcy energii elektrycznej nie będą mieli obowiązku informowania o powodach i warunkach zmiany cen lub stawek opłat za energię elektryczną. Jednocześnie, co najmniej raz na kwartał, sprzedawcy będą zobowiązani do informowania pozostałych odbiorców o możliwości zawarcia umowy z ceną dynamiczną energii elektrycznej, a także o kosztach, korzyściach i ryzykach związanych z tą umową.

Oferty z cenami dynamicznymi będą udostępniane również w porównywarce ofert, o której mowa wyżej.

Pozostałe zmiany dotyczące odbiorców energii

Wśród pozostałych (i niemniej ważnych) zmian dotyczących odbiorców należy wyróżnić w pierwszej kolejności wprowadzenie przepisów dotyczących odpowiedzi odbioru i odbiorcy aktywnego na rynku energii. Odbiorcą aktywnym ma być taki odbiorca końcowy, który działając indywidualnie lub w grupie zużywa wytworzoną we własnym zakresie energię lub ją magazynuje, ewentualnie sprzedaje. Odbiorcą aktywnym może być też podmiot realizujący przedsięwzięcia służące poprawie efektywności energetycznej, świadczący usługi systemowe lub usługi elastyczności, pod warunkiem jednak, że powyższe aktywności nie są przedmiotem jego podstawowej działalności.

Wspomniana wyżej odpowiedź odbioru oznacza z kolei zmianę zużycia energii elektrycznej odbiorcy końcowego w stosunku do jego zwykłego lub bieżącego zużycia energii elektrycznej w odpowiedzi na sygnały rynkowe, w tym w odpowiedzi na zmienne w czasie ceny energii elektrycznej lub zachęty finansowe, lub w następstwie przyjęcia oferty odbiorcy końcowego, złożonej indywidualnie lub w ramach agregacji, dotyczącej sprzedaży zmniejszenia lub zwiększenia poboru po cenie obowiązującej na rynku zorganizowanym.

Odbiorca aktywny będzie mógł działać również przy wsparciu agregatora. Szerzej o roli tego podmiotu będziemy pisać w jednym z kolejnych artykułów. W tym miejscu wystarczy wskazać, że agregator ma być pośrednikiem pomiędzy grupami odbiorców a rynkiem, oferującym usługę elastyczności oraz energię wytworzoną we własnym zakresie.

Nowelizacja dodaje również nowe przepisy odnoszące się do stosunków pomiędzy odbiorcą końcowym energii elektrycznej i sprzedawcą energii elektrycznej. m.in. energia elektryczna i paliwa gazowe będzie mogła być dostarczana odbiorcy w gospodarstwie domowym tylko w oparciu o umowę kompleksową. Tym samym to sprzedawcy będą zobowiązani do zawierania umów dystrybucyjnych dla takich odbiorców.

W przypadku wypowiedzenia umowy zawartej na czas określony przez odbiorcę końcowego, wysokość kosztów i odszkodowań z tytułu wypowiedzenia tej umowy nie będzie mogła przekraczać wysokości bezpośrednich strat ekonomicznych, jakie z tytułu wypowiedzenia poniosło przedsiębiorstwo energetyczne. Zmianie ulegną też wymogi dotyczące zawartości umów zawieranych z posiadaczami instalacji odnawialnych źródeł energii służących do wytwarzania biogazu poprzez obligatoryjne dodanie do ich treści informacji o szczegółowych zasadach stosowania ograniczeń mocy wprowadzanej do sieci elektroenergetycznej.

Zgodnie z projektowanym w art. 5 Prawa energetycznego ustępem 4aa, ustanawiającym zasadę zawierania umów o świadczenie usług przesyłania paliw gazowych w oparciu o ustalony wzorzec umowy, operator systemu przesyłowego gazowego i operator systemu połączonego gazowego będzie odpowiedzialny za opracowanie wzorców i w dalszej kolejności zamieszczenie ich na swojej stronie internetowej oraz udostępnienie ich w swoich siedzibach. Proponowana zmiana ma na celu ustanowienie podstawy prawnej do przyjętej już praktyki, polegającej na określeniu postanowień umów przesyłowych paliw gazowych w Ogólnych Warunkach Umów, w tym zmian wprowadzanych w umowach przesyłowych.

Autor: Tomasz Siedlecki, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

„Przegląd ważniejszych inicjatyw legislacyjnych stymulujących rozwój rynku gazów odnawialnych i niskoemisyjnych w Polsce” – artykuł autorstwa Tomasza Brzezińskiego i Tomasza Siedleckiego w „Przeglądzie gazowniczym”

Aktualności, Budownictwo, Energetyka, Gaz, Klimat, Środowisko, , , , , , , , Możliwość komentowania „Przegląd ważniejszych inicjatyw legislacyjnych stymulujących rozwój rynku gazów odnawialnych i niskoemisyjnych w Polsce” – artykuł autorstwa Tomasza Brzezińskiego i Tomasza Siedleckiego w „Przeglądzie gazowniczym” została wyłączona

W czerwcu w „Przeglądzie gazowniczym” (nr 2, 78) ukazał się artykuł autorstwa Tomasza Brzezińskiego i Tomasza Siedleckiego, w którym dokonano przeglądu ważniejszych inicjatyw legislacyjnych stymulujących rozwój rynku gazów odnawialnych i niskoemisyjnych w Polsce.

W publikacji odniesiono się zarówno do europejskiej jak i polskiej polityki klimatycznej, a także tworzonego na ich podstawie prawa. Autorzy zwrócili uwagę przede wszystkim na pakiet Fit for 55 oraz pakiet dekarbonizacji rynków wodoru i gazu. Wspomniano również o inicjatywie REPowerEU. Wśród polskich dokumentów wyróżniono m.in. na Politykę Energetyczną Polski do 2040 roku oraz Polską Strategię Wodorową do 2030 roku oraz ich wpływ na treść polskich ustaw i rozporządzeń. Nie zapomniano również o aktach prawnych w zakresie bezpieczeństwa energetycznego i ochrony odbiorców końcowych, które wywarły istotny wpływ na sytuację gospodarczą Unii Europejskiej.

Zapraszamy do zapoznania się z artykułem:

link: https://energia.edu.pl/wp-content/uploads/2023/07/PG_Przeglad_wazniejszych_inicjatyw_legislacyjnych.pdf

XVI Smart City Forum (31 maja – 1 czerwca 2023r.) – Wrocław

Aktualności, Energetyka, Środowisko, , , , Możliwość komentowania XVI Smart City Forum (31 maja – 1 czerwca 2023r.) – Wrocław została wyłączona

Zmiany klimatu następują dosłownie na naszych oczach, co martwi i rodzi różne pytania, które potrzebują mądrych, a jednocześnie szybkich odpowiedzi. Jedne z ważniejszych odnoszą się do kwestii gospodarki wodnej. Temu tematowi właśnie poświęcimy poniższy artykuł, zachęcając do zapoznania się z interesującym projektem Smart City Forum.

– Woda w mieście – jak nią mądrze gospodarować? Z tego akapitu dowiemy się o tym, jakie wyzwania czekają na włodarzy polskich miast w związku ze zmieniającym się klimatem.

– Smart City Forum – co to za konferencja? Poznamy lepiej konferencje goszczącą najważniejsze osoby odpowiedzialne za zarządzania gospodarką wodną w polskich miastach.

– Ważne pytania – jeszcze ważniejsze odpowiedzi. Żeby uzyskać wartościowe i pomocne odpowiedzi, należy wiedzieć, jakie zadać pytania. Takie właśnie przygotowaliśmy!

– Jak realizować najważniejsze założenia dotyczące gospodarki wodnej w mieście? Dowiedzmy się, co można zrobić, żeby poprawić gospodarkę wodną w polskich miastach.

Woda w mieście – jak nią mądrze gospodarować?

Nie ma wątpliwości co do tego, że trzeba stale reagować na zmieniającą się rzeczywistość, szukając rozwiązań ułatwiających życie. Muszą o tym pamiętać włodarze miast zmagający się z dużymi problemami w zakresie gospodarki wodnej. Niezbędne są tu nowoczesne technologie, które przyczyniają się do oszczędności wody. A ma to szczególne znaczenie wobec zmian klimatycznych. Widzimy, jak pogoda jest zmienna i nieobliczalna, a występujące zjawiska coraz bardziej skrajnie. Jak susze to długotrwałe, jak ulewy to intensywne potrafiące zalać miasto. A jak pokazują wyniki badań – przyszłość jawi się pod tym względem jeszcze bardziej niespokojnie, co oznacza, że ekstremalne zjawiska, które obserwujemy obecnie, będą jeszcze bardziej nasilone i częstsze. Trzeba jednocześnie pamiętać, że wzrost zagrożenia powodziowego wynika zarówno ze zmian klimatu, jak i czynników antropogenicznych oraz niewłaściwej gospodarki przestrzennej, między innymi przez to, że władze realizują inwestycje na terenach zagrożenia powodziowego.

Władze ośrodków miejskich muszą stale trzymać rękę na pulsie, żeby ograniczyć takie ryzyko. Pomagają w tym nowoczesne technologie do wykrywania usterek i wycieków wody, co zwiększa bezpieczeństwo, na przykład poprzez odcięcie dopływu wody przy zalaniach. Wspierają one też w inny sposób, analizując i monitorując czystość wód w rzekach. Jakość wody w polskich miastach bywa różna, lecz w większości przypadków nie jest zadowalająca, tym bardziej warto korzystać ze sprawdzonych rozwiązań technologicznych, które pomagają z tymi zagadnieniami. Muszą jednocześnie z równą mocą mądrzej planować różne inwestycje, biorąc pod uwagę obecne i przyszłe wyzwania.

Trzeba pamiętać, że zmiany klimatu wpływają w sposób znaczący na dostępność zasobów wody, ale i jej jakość. Nieprzypadkowo coraz częściej podejmowane są inicjatywy, których głównym celem jest zminimalizowanie niebezpiecznych następstw związanych ze zmianami klimatu.

Jak realizować najważniejsze założenia dotyczące gospodarki wodnej w mieście?

W dzisiejszych czasach nieodzownym elementem wspierania miasta stają się nowoczesne narzędzia teleinformatyczne. Takie wsparcie wykorzystywane jest także w systemie gospodarowania wodą w mieście. Stały monitoring online jakości wody w rzece, z której pobieramy surowiec do uzdatniania, pozwala nam już na bardzo wczesnym etapie wykrywać zagrożenia dotyczące jakości wody. Z kolei system SmartFlow dostarcza informacje na temat zużycia wody w mieści, wskazując wszystkie anomalie występujące na sieci wodociągowej. Dzięki temu jesteśmy w stanie bardzo szybko wykrywać podziemne, a więc ukryte awarie wodociągowe i w ten sposób ograniczamy straty wody. Trudno sobie wyobrazić dzisiaj funkcjonowanie miasta, w tym gospodarowanie wodą w mieście, bez tych inteligentnych systemów wspierający ludzką pracę. Zwłaszcza, że żyjemy w czasach, gdy zmiany klimatyczne są intensywne i wszyscy dostrzegamy niedobory wody na świecie. Dodatkowo, dzięki nowoczesnym narzędziom jesteśmy w stanie efektywniej gospodarować wodą, co generuje oszczędności. W dobie kryzysu gospodarczego ma to ogromne znaczenie.  – mówi Witold Ziomek, Prezes Zarządu, Miejskie Przedsiębiorstwo Wodociągów i Kanalizacji we Wrocławiu.

Smart City Forum – co to za konferencja?

Te pytania są specjalnie ważkie dla pracowników spółek technologicznych dostarczających rozwiązania dla miast w zakresie zarządzania gospodarką wodną. Są równie istotne dla samorządów. Pracując w jednym z tych miejsc, powinieneś bliżej zainteresować się konferencją Smart City Forum, przygotowaną specjalnie z myślą o osobach zajmujących się zawodowo szukaniem optymalnych rozwiązań w zakresie funkcjonowania i rozwoju inteligentnych miast. Smart City Forum to największy w naszym kraju kongres poświęcony tej obszernej tematyce, stanowiącą odpowiedź na transformacje, jaka stale dokonuje się w skali globalnej. Jest dynamiczna, dlatego też trzeba ją lepiej zrozumieć, by wykorzystać dla polepszenia funkcjonowania swoich małych ojczyzn – miast oraz regionów. 

Obecni na tym wydarzeniu decydenci różnych szczebli – krajowego, administracyjnego i samorządowego, zastanawiają się razem z ekspertami z wielu branż (transport, budownictwo, bezpieczeństwo, energetyka, zarządzaniami danymi) nad ulepszeniem funkcjonowania miast i regionów w różnych obszarach. To sprawia, że Smart City Forum urasta do rangi jednej z najważniejszych w Polsce inicjatyw poświęconych inteligentnym miastom. Co więcej, każdorazowo podczas wydarzenia prezentowane są dobre przykłady innowacyjnych rozwiązań z największych na świecie ośrodków miejskich, jak Barcelona, Londyn, Toronto, Singapur itp. 

Ważne pytania – jeszcze ważniejsze odpowiedzi

Podczas kongresu poruszane są wszystkie zagadnienia związane z rozwiązaniami smart. Do najważniejszych zaliczamy nowoczesne budownictwo (tworzenie inteligentnych budynków – nie tylko estetycznych, ale i ułatwiających życie czy oszczędzających energię), inteligentne oświetlenie (zwłaszcza projekty zdalnego zarządzania oświetleniem, by dopasować je do pory dnia czy roku), monitoring zanieczyszczenia powietrza (jak go skutecznie zmniejszyć) i oczywiście temat tego artykułu – inteligentne zarządzanie wodami w mieście. 

Wśród podstawowych zadań osób odpowiedzialnych za sprawnie działanie układu wodociągowo-kanalizacyjnego, jest odpowiedzenie sobie na pytanie: jak przeprowadzać efektywny i ciągły monitoring, aby – mówiąc kolokwialnie: mieć wodę pod kontrolą? Kolejne pytanie dotyczy analizy parametrów dostarczanej wody i ścieków oraz pracy obiektów sieci. A mianowicie, jak poprawić jakość wody w mieście? Jak sprawić, aby wielkie rzeki przepływające przez polskie miasta były mniej zanieczyszczone? Jak sprawić, żeby nie były niebezpieczne? Trzeba tu więc podjąć czynności mające ograniczyć ryzyko powodzi? Na to pytanie odpowiada Dyrektywa Powodziowa, której najważniejszym celem jest zmniejszenie potencjalnego zagrożenia, jaką jest powódź, zminimalizowanie jej występowania, co ma ogromne znaczenie dla ludzkiego zdrowia, środowiska, działalności gospodarczej i dziedzictwa kulturowego.

Bardzo ważne pytania dotyczą też postępującego efektu wysychania miast, wobec tego, trzeba się zastanowić, jak zapobiec utracie wody, wykorzystując między innymi wody opadowe i roztopowe? Gospodarowanie zasobami wodnymi urasta do rangi kluczowej, dlatego też trzeba tu wziąć pod uwagę kilka obszarów, by znaleźć optymalne rozwiązania. Do najważniejszych zaliczymy zarządzanie terenem, zintegrowany plan przestrzenny, ochrona środowiska i zdolność do regeneracji. 

Jak realizować najważniejsze założenia dotyczące gospodarki wodnej w mieście?

Niezwykle ważne jest to, by zbierać jak największą ilość danych dotyczących wielu różnych obszarów – wielkości przepływów, poziomów wody i ścieków, jakości wody pitnej, pracy pompowni, zbiorników retencyjnych. Bardzo istotne jest to, aby kontrolować występujące opady nad danym terenem – ich wielkość i strukturę. Mając takie dane łatwiej wdrożyć inteligentne technologie, które dzięki temu efektywniej odegrają swoją rolę. Z jednej strony, zapobiegnięcie powodziom błyskawicznym po większych opadach, z drugiej strony zapobieżenie brakom w dostępie do wody, zwłaszcza podczas letnich suszy. A przecież nie można zapominać o monitorowaniu jakości wody, by wykryć wycieki chemiczne do rzek lub zbiorników wodnych. Pozwala to w porę zareagować. Dzięki takim działaniom można zapobiec zanieczyszczeniom rzek, takim jak w ostatnim czasie było na Odrze. Nowoczesne rozwiązania stanowią efektywne remedium, zapewniając lepsze oczyszczanie wody przy jednoczesnym wprowadzeniu systemów zwiększającym jej zasoby.

Jakie działania powinny podejmować miasta, aby przeprowadzać efektywny i ciągły monitoring gospodarki wodnej w mieście?

W niedługiej perspektywie wszyscy możemy doświadczyć efektów zmian klimatu z poważnymi brakami wody do picia włącznie. By ograniczać ryzyko niedoborów wody, już dzisiaj wszyscy powinniśmy inwestować w nowoczesne narzędzia, które wspomogą nadzór nad tym cennym surowcem.

MPWiK jest pionierem w Polsce w działaniach ograniczających straty wody.  Za naszym sukcesem stoi nie tylko dobry plan, ale też solidne wsparcie technologiczne, czyli system SmartFlow. To platforma zarządzania siecią wodociągowo-kanalizacyjną dzięki wykorzystaniu danych. Jej ogromną zaletą jest to, że zbiera informacje z wielu baz oraz urządzeń pomiarowych, a następnie analizuje je. Platforma SmartFlow wykrywa awarie wodociągowe w ich wczesnej fazie, ujawnia ukryte wycieki wody, które nie od razu pojawiają się na powierzchni, a tym samym są bardzo trudne do namierzenia. To pozwala na bardzo szybką reakcję służb wodociągowych i usunięcie zakłóceń. W efekcie, platforma umożliwia walkę ze stratami wody oraz realnie wpływa na ich obniżanie. Poza tym dzięki platformie zarządzanie siecią staje się bardziej efektywne i zwyczajnie prostsze.

Kolejnym elementem tego systemu są zdalne odczyty wodomierzy w technologii LoRaWAN, co przynosi korzyści gospodarcze i ekologiczne. Dzięki wdrożeniu systemu jesteśmy w stanie dalej zmniejszać straty wody, a także zmniejszać zużycie energii elektrycznej i emisję spalin. System wspiera nie tylko działania MPWiK, w przyszłości jego beneficjentami będą także mieszkańcy. Technologia umożliwi każdemu racjonalne gospodarowanie wodą – poinformuje klienta o ewentualnych wyciekach wody. Mieszkańcy będą mogli także na smartfonach sprawdzić ilość zużywanej wody z dokładnością do godziny, co pozwoli na oszczędzanie tego cennego zasobu. Generalnie rzecz ujmując, nowoczesne narzędzia pozwalające na stały monitoring wody w mieście i są nieodzownym elementem racjonalnego gospodarowania zasobami wodnymi. – komentuje Witold Ziomek, Prezes Zarządu, Miejskie Przedsiębiorstwo Wodociągów i Kanalizacji we Wrocławiu.

Każdy, kto jest odpowiedzialny za inteligentne zarządzanie wodami w mieście, powinien myśleć o tych rozwiązaniach, starając się je sukcesywnie wdrażać.

Furtka do bezpieczniejszej przyszłości Starego Kontynentu

Aktualności, Energetyka, energia elektryczna, Klimat, OZE, Środowisko, , Możliwość komentowania Furtka do bezpieczniejszej przyszłości Starego Kontynentu została wyłączona

Szefowa Komisji Europejskiej Ursula Von der Leyen oraz wiceprzewodnicząca wykonawcza do spraw unijnej konkurencji Margrethe Vestager ogłosiły na początku lutego br., że wodór stanie się dla Europy strategiczną technologią umożliwiającą osiągnięcie przez nią celu zerowej emisji netto do 2050 r. Inna ważna informacja dosłownie sprzed kilku dni, to opublikowanie przez Komisję Europejską długo wyczekiwanej definicji „zielonego” wodoru. Fakt ten powinien dać rynkowi pewność niezbędną do rozpoczęcia planowanych inwestycji.

16 i 17 maja tego roku w spotkają się w Poznaniu największe autorytety reprezentujące szeroko rozumiane środowisko wodorowe. Właśnie tutaj, w Poznań Congress Center na terenie Międzynarodowych Targów Poznańskich, odbędzie się 2. Środkowoeuropejskie Forum Technologii Wodorowych H2POLAND, organizowane przez Grupę MTP. Wydarzenie to bezpośrednio związane jest z zachodzącymi na arenie europejskiej zmianami prowadzącymi do upowszechnienia stosowania technologii wodorowych w wielu obszarach gospodarki – od transportu, przez ciepłownictwo i energetykę, po wykorzystanie H2 w codziennym życiu każdego z nas.

Filary nowego planu

Zaprezentowany na początku lutego przez unijne władze ambitny „Plan Przemysłowy” – jak nazwano tę część „Europejskiego Zielonego Ładu” – oparty będzie na kilku filarach, z których każdy dotyczy technologii wodorowych i ich zastosowań. Proponowane zmiany, zgodnie z duchem obecnej polityki klimatycznej UE, mają zachodzić coraz szybciej, zaś procesy wydawania pozwoleń mają być przyśpieszone, podobnie jak rozwój samych technologii. Ważne są też takie kwestie, jak pomoc państwa w sytuacjach kryzysowych czy okresach przejściowych, zapewnienie bezpośredniego wsparcia dla produkcji i magazynowania odnawialnego wodoru czy wykorzystania go w przemyśle.

Filary, o których mówią unijne władze, to także uproszczenie środowiska regulacyjnego, szybszy dostęp do finansowania oraz powołanie do życia europejskiego Bank Wodoru. Niezwykle istotną kwestią będzie zapewnienie odpowiednich kwalifikacji osobom zaangażowanym w tworzenie nowego rynku wodorowego, a także stworzenie programu umożliwiającego przekwalifikowywanie się kadrom pracującym dziś w „brudnych” sektorach gospodarki.

– Aby się rozwijać, nasze nowe branże o zerowej emisji netto potrzebują ram legislacyjnych. Te muszą być wprowadzane szybciej i być o wiele bardziej przewidywalne niż obecnie. Chcemy, żeby branża wodorowa została w Europie i coraz lepiej prosperowała. Dlatego musimy dopasować się do rozwiązań amerykańskich i zacząć je stosować, a to oznacza pomoc poszczególnych państw oraz ulgi podatkowe dla całego sektora H2 – mówiła na początku lutego  Ursula von der Leyen, zaś Jorgo Chatzimarkakis, dyrektor generalny Hydrogen Europe dodał: – Z wielkim zadowoleniem przyjmujemy oświadczenie przewodniczącej Ursuli von der Leyen potwierdzające, że wodór jest kluczową technologią strategiczną w transformacji energetycznej. Mamy nadzieję, że unijne wsparcie zostanie rozszerzone na cały ekosystem wodorowy, a pomoc państw działać będzie skuteczniej, dając nowe możliwości rozwoju czystym technologiom.

Zielony wodór zdefiniowany

Inna ważna dla wodorowego rynku informacja, to opublikowanie w połowie lutego br. przez Komisję Europejską długo wyczekiwanej definicji odnawialnego, czyli tzw. zielonego wodoru. Jest to zapewnienie dla producentów i inwestorów, że wodór, który produkują, może być sprzedawany jako odnawialny na terenie Unii Europejskiej. Dotąd wiele planowanych dotacji unijnych na produkcję ekologicznego wodoru nie mogło ruszyć do przodu, ponieważ nie było właśnie odpowiednich definicji.

Kluczową – i najbardziej kontrowersyjną jednocześnie – decyzją było to, jak zapewnić, że produkcja zielonego wodoru za pomocą elektrolizerów wykorzystywać będzie energię odnawialną. Obawiano się bowiem, że do zastąpienia ekologicznej energii elektrycznej wykorzystywanej do produkcji wodoru potrzebny będzie prąd pochodzący z paliw kopalnych, co spowoduje ogólny wzrost emisji gazów cieplarnianych.

Najistotniejsze pytanie dotyczyło tego, jak postępować w sytuacjach, gdy nie wieje wiatr i nie świeci słońce. Czy w takich okresach producenci mogliby korzystać z energii elektrycznej z sieci – która mogła zostać wyprodukowana przy użyciu gazu lub węgla – a następnie w celu kompensacji dostarczać do sieci równoważne ilości energii odnawialnej w późniejszym terminie? I w jakich okolicznościach byłoby to dozwolone?

Ustalono, że producenci wodoru odnawialnego będą mogli uruchamiać swoje elektrolizery, o ile całkowita ilość zużytej energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych odpowiadać będzie całkowitej ilości wodoru odnawialnego wyprodukowanego w danym miesiącu kalendarzowym w skali roku. Pozwolić ma to producentom wodoru odnawialnego na dostarczanie stałego strumienia swoim klientom, zwłaszcza w tych przypadkach, gdy nie ma jeszcze infrastruktury wodorowej ani możliwości jego magazynowania. Rozwiązania to wydaje się być kompromisem pomiędzy oczekiwaniami ekologów, a możliwościami producentów zielonego wodoru.

Jednocześnie zapewniono, że np. energia słoneczna w południowych Włoszech nie może być wykorzystywana do produkcji wodoru ze źródeł odnawialnych w północnej Szwecji. Nowa dyrektywa mówi bowiem, że elektrolizer musi znajdować się w tej samej „strefie przetargowej” co produkowana energia odnawialna. Nowe akty delegowane Komisji muszą teraz zyskać akceptację Parlamentu Europejskiego.

2. Środkowoeuropejskie Forum Technologii Wodorowych H2POLAND odbędzie się w Poznań Congress Center na terenie Międzynarodowych Targów Poznańskich w dniach 16-17 maja 2023 r. Będzie okazją do dokonania analizy obecnej sytuacji ekonomicznej na świecie, w Europie i w naszym kraju, jej zawiłości i nieoczywistego wpływu na otoczenie z położeniem głównego nacisku na potencjał ekonomiczny dla rozwoju gospodarki wodorowej w naszej części Europy. Uczestnicy podejmą próbę udzielenia odpowiedzi na zasadnicze pytanie – czy światowa gospodarka, a zarazem i nasza (Polska jest piątym na świecie i trzecim w Europie producentem wodoru, choć niekoniecznie tego najbardziej pożądanego, „zielonego”), są przygotowane na tak daleko idące zmiany, jak wprowadzenie wodoru do powszechnego użytku.

H2POLAND to platforma wymiany eksperckiej wiedzy, która skupia przedstawicieli administracji rządowej i jednostek samorządu terytorialnego, przedsiębiorców, środowisko nauki oraz biznesu otwartego na nowoczesne, przyjazne środowisku technologie. Co ważne, unikalność wydarzenia opiera się na połączeniu ekspozycji targowej z częścią konferencyjną, zaś tematyka wpisuje się w plan REPowerEU, który zakłada przystępną cenowo, bezpieczną i zrównoważoną energię dla Europy, co w obecnych czasach wielu niepokojów, zawirowań energetycznych, a wręcz działań wojennych, może okazać się furtką do bezpieczniejszej przyszłości Starego Kontynentu.

Pierwsza edycja Forum H2POLAND odbyła się w Poznaniu w maju 2022 r. W czasie dwóch bardzo intensywnych dni na trzech scenach wystąpiło blisko stu ekspertów z całego świata, a ponad półtora tysiąca gości z całej Europy uczestniczyło w konferencjach, panelach dyskusyjnych oraz ekspozycji targowej.

II Środkowoeuropejskie Forum Technologii Wodorowych H2POLAND, odbędzie się w dniach 16-17 maja 2023 r. na terenie Międzynarodowych Targów Poznańskich.

Więcej informacji znajduje się na stronie Forum H2POLAND – https://h2poland.com.pl

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.

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.