magazynowanie energii

Kluczowe uzgodnienia dotyczące unijnych regulacji sektora gazów odnawialnych

Aktualności, Energetyka, Gaz, , Możliwość komentowania Kluczowe uzgodnienia dotyczące unijnych regulacji sektora gazów odnawialnych została wyłączona

28 marca 2023 r. Rada ds. Transportu, Telekomunikacji i Energii (Rada TTE) wypracowała stanowisko negocjacyjne (ogólne podejście) w sprawie dwóch projektów aktów normatywnych, które mają zastąpić:

  • 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. dotyczącą wspólnych zasad rynku wewnętrznego gazu ziemnego i uchylającą dyrektywę 2003/55/WE.

O tej inicjatywie pisaliśmy już w poprzednich artykułach:

Niemniej po krótce przypomnijmy podstawowe założenia projektów rozporządzenia i dyrektywy, które razem będziemy nazywać Pakietem na rzecz dekarbonizacji rynków wodoru i gazu.

Podstawowe założenia przyszłego rynku paliw metanowych i wodorowych

Pakiet na rzecz dekarbonizacji rynków wodoru i gazu ma określać wspólne zasady rynku wewnętrznego dla gazów odnawialnych, gazu ziemnego i wodoru. W ten sposób mają powstać ramy regulacyjne dla specjalnej infrastruktury wodorowej i rynków wodorowych oraz dla zintegrowanego planowania sieci. Ponadto projektodawca przewidział dodanie przepisów o ochronie konsumentów i zwiększenie bezpieczeństwa dostaw.

Proponowane rozporządzenie ma pomóc w rozpowszechnieniu na unijnym rynku gazów odnawialnych i niskoemisyjnych, zwłaszcza biometanu i wodoru. Jednym z celów projektu jest włączenie wodoru oraz gazów odnawialnych do istniejącej infrastruktury gazu ziemnego poprzez usunięcie taryf dla transgranicznych połączeń międzysystemowych i obniżenie taryf w punktach tych połączeń. Ponadto jego wejście w życie ma wprowadzić zasady dla transgranicznych sieci wodorowych i szczegółowe przepisy ułatwiające mieszanie wodoru z gazem ziemnym i gazami odnawialnymi. Nową infrastrukturą mają zarządzać odpowiedni operatorzy (których wyodrębnienie przewiduje projekt dyrektywy), zrzeszeni razem w europejskiej sieci operatorów sieci wodorowych. Ma ona m.in. koordynować rozbudowę transgranicznych połączeń wodorowych, a także opracować szczegółowe zasady techniczne związane z jej obsługą. Projektowane rozporządzenie ma wreszcie wymusić na państwach członkowskich uwzględnienie magazynowania w ocenach ryzyka dotyczących bezpieczeństwa dostaw, zarówno na szczeblu krajowym, jak i regionalnym.

Z kolei proponowana dyrektywa ma rozszerzyć na sieci wodorowe zasady unijnego ustawodawstwa mające zastosowanie do sieci gazowych. W odróżnieniu od obecnych rozwiązań, przyszły akt ma zawierać zaostrzone przepisy o ochronie konsumentów, które pozwolą łatwiej zmieniać dostawców i wybierać gaz odnawialny i niskoemisyjny zamiast paliw kopalnych. O czym już wspomniano, wraz z wejściem w życie przyszłej dyrektywy powstanie wymóg wyodrębnienia operatorów zajmujących się transportem, magazynowanie i skraplaniem/regazyfikacją wodoru. Nadto projektowany akt ma podtrzymać większości przepisów dotyczących operatorów systemów gazowych (w tym o ich rozdzieleniu), dostępie stron trzecich do istniejącej infrastruktury gazowej, zintegrowanym planowaniu sieci i niezależnych organach regulacyjnych. Wreszcie projekt przewiduje, że długoterminowe umowy na kopalny gaz ziemny o nieobniżonej emisji nie powinny być przedłużane na okres po 2049 r., aby nie dopuścić do zależności od paliw kopalnych i dać więcej przestrzeni czystym gazom na europejskim rynku gazowym.

Najważniejsze zmiany wprowadzone przez Radę TTE do projektu rozporządzenia

W porównaniu z pierwotnymi propozycjami, dokonano kilku modyfikacji. Rada TTE doprecyzowała przepisy o taryfach i rabatach taryfowych dla wodoru i gazów odnawialnych mających uzyskać dostęp do sieci gazowej i dała państwom członkowskim większą swobodę w ich ustalaniu. Wynikiem prac jest rozróżnienie rabatów taryfowych dla gazów odnawialnych (100%) i dla gazów niskoemisyjnych (75%) w systemie gazu ziemnego. Istotną zmianą wypracowaną na szczeblu ministerialnym jest także obniżenie dopuszczalnej domieszki wodoru na połączeniach międzysystemowych. Pierwotnie projekt rozporządzenia zakładał, że pułap ten miał sięgać 5%, a obecnie Rada TTE określiła go na poziomie 2%. Rada TTE wzmocniła i ulepszyła także przepisy pozwalające na geograficzne ograniczanie sieci wodorowych. W szczególności klauzula przeglądowa pozwoli przyjrzeć się potencjalnym przepisom dla przyszłych operatorów transportu wodoru, po tym jak infrastruktura i rynek wodoru bardziej się rozwiną.

Ważne zmiany wprowadzone przez Radę TTE dotknęły także obszaru bezpieczeństwa dostaw. Jeśli chodzi o certyfikację operatorów systemu magazynowego, podejście ogólne włącza do tekstu przepisy rozporządzenia o magazynowaniu gazu przyjęte w czerwcu 2022 r. Ponadto wprowadza się 100-procentowy rabat od taryf przesyłowych i dystrybucyjnych opartych na zdolności dla podziemnych magazynów gazu i instalacji LNG. Wreszcie Rada TTE dodała klauzulę bezpieczeństwa umożliwiającą państwom członkowskim podejmowanie proporcjonalnych środków w celu czasowego ograniczania importu z Białorusi i Rosji. Warto dodać, że usuniętych zostało wiele przepisów o bezpieczeństwie dostaw, które zostały objęte różnymi przepisami nadzwyczajnymi przyjętymi w 2022 r. Pozostawiono jednak pole do dalszych dostosowań w przyszłości.

Najważniejsze zmiany wprowadzone przez Radę TTE do dyrektywy

Co się tyczy drugiego aktu, w ramach podejścia ogólnego dodano do definicji dotyczących niskoemisyjności odniesienie do odpowiednika kopalnego określonego w dyrektywie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2001 z dnia 11 grudnia 2018 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych, aby zapewnić równość szans przy ocenie pełnego śladu emisyjnego różnych gazów. Poza tym Rada TTE dokonała pewnych zmian w odnośnych przepisach, jeśli chodzi o dostarczanie informacji, łatwość zmiany dostawcy oraz rezygnację w przypadku ofert pakietowych. Państwa członkowskie będą miały większą swobodę wprowadzania inteligentnych systemów pomiarowych. Dodano także możliwość interwencji publicznej w przypadku ustalania cen w sytuacjach nadzwyczajnych, odwzorowując przepisy omawianego obecnie projektu o przeglądzie struktury rynku energii elektrycznej. Odniesienie to zostanie zmodyfikowane odpowiednio do wyników negocjacji nad tym projektem.

Do przełomowych zmian nie doszło w propozycjach dotyczących regulacji przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się wodorem. W szczególności, Rada TTE utrzymała pełny rozdział własnościowy operatorów sieci wodorowej jako model domyślny, dopuszczając pod pewnymi warunkami model niezależnego operatora systemu przesyłowego (w którym to modelu dostawcy energii mogą nadal posiadać i obsługiwać sieci, ale za pośrednictwem podmiotu zależnego). Ponadto przedłużono do 2035 r. etap przejściowy na wdrożenie szczegółowych przepisów o wodorze oraz dodano ograniczone odstępstwo w przypadku niektórych przepisów dla części państw członkowskich ze względu na ich szczególną sytuację.

***

Po tym jak Rada TTE wypracowała podejście ogólne w sprawie projektów, możliwe jest rozpoczęcie negocjacji z Parlamentem Europejskim. Po osiągnięciu porozumienia obie instytucje będą musiały formalnie przyjąć przepisy, które następnie zostaną opublikowane w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej, a później wejdą w życie. Powyższe powinno trwać możliwie najkrócej, gdyż przyjęcie nowych przepisów prawnych dla rynku paliw metanowych i wodorowych jest jedną z najbardziej oczekiwanych inicjatyw w 2023 r. Jest to szczególnie ważne w kontekście prowadzonych obecnie prac na projektem ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (numer w wykazie Rządowego Centrum Legislacji: UD382), która ma stworzyć fundament pod przyszłe otoczenie regulacyjne sektora wodorowego.

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

Specustawa dla elektrowni szczytowo-pompowych

Aktualności, Budownictwo, Ciepłownictwo, Elektroenergetyka, , Możliwość komentowania Specustawa dla elektrowni szczytowo-pompowych została wyłączona

O doniosłości magazynowania energii w transformacji energetycznej nie trzeba nikogo przekonywać. Może się to odbywać w różny sposób, a w jednym z naszych artykułów pisaliśmy o szansach związanych z magazynowaniem energii elektrycznej pod postacią wodoru. Akcent na to zagadnienie został położony także w Polityce energetycznej Polski do 2040 r. Zgodnie z jej założeniami na koniec okresu objętego tym dokumentem, odnawialne źródła energii mają stanowić prawie 50% łącznej mocy zainstalowanej elektrycznej w polskim systemie elektroenergetycznym. Pożądany jest więc rozwój rozwiązań, które umożliwią postęp w zakresie magazynowania energii (elektrycznej i ciepła). Stąd 3 listopada 2022 r. w wykazie Rządowego Centrum Legislacji pojawił projekt ustawy o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie elektrowni szczytowo-pompowych oraz inwestycji towarzyszących (453). Pomimo wielu zalet elektrowni szczytowo-pompowych oraz dynamicznego rozwoju OZE i generacji rozproszonej, w Polsce od wielu lat, oprócz działań modernizacyjnych, nie powstała żadna nowa elektrownia szczytowo-pompowa. Wejście w życie projektu ma zmienić ten stan rzeczy.

Definicje legalne

Projekt przewiduje wprowadzenie szeregu definicji legalnych dla kluczowych pojęć dotyczących bezpośrednio bądź pośrednio inwestycji w zakresie elektrowni szczytowo-pompowych. Zdecydowanie najważniejsza z nich dotyczy samej elektrowni szczytowo-pompowej. Za takową będziemy uznawali wyodrębniony zespół urządzeń wraz z obiektami związanymi z nimi technicznie lub funkcjonalnie, służący do magazynowania energii elektrycznej poprzez wytwarzanie energii elektrycznej i wyprowadzanie mocy w wyniku procesu przemiany energii elektrycznej w energię potencjalną wody pompowanej do górnego zbiornika i przemiany energii potencjalnej wody magazynowanej w zbiorniku górnym w wyniku pompowania lub na skutek dopływu naturalnego w energię elektryczną.

Powiązanie elektrowni szczytowo-pompowych z magazynowaniem energii pozwoli im funkcjonować i rozliczać się na zasadach przewidzianych w ustawie z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne dla magazynów energii elektrycznej. Dzięki nowym przepisom elektrownie szczytowo-pompowe, traktowane do tej pory jako jednostki wytwórcze (np. ubiegały się o uzyskanie koncesji na wytwarzanie energii elektrycznej i ponosiły opłatę koncesyjną z tym związaną), po raz pierwszy będą mogły wejść w „reżim” przepisów regulujących działalność gospodarczą w zakresie magazynowania energii elektrycznej. Pamiętać bowiem trzeba, że ustawa z dnia 20 maja 2021 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. z 2021 r. poz. 1093) wprowadziła szereg ułatwień w obszarze magazynowania energii elektrycznej, z których będą mogły skorzystać także elektrownie szczytowo-pompowe.

Kolejna ważna definicja dotyczy pojęcia inwestycji w zakresie elektrowni szczytowo-pompowej. Chodzi o inwestycje w zakresie budowy lub przebudowy elektrowni szczytowo-pompowej w rozumieniu odpowiednio art. 3 pkt 6 i 7a ustawy z dnia 7 lipca 1994 r. – Prawo budowlane. Dzięki tej definicji zostaną rozwiane wątpliwości interpretacyjne odnośnie zaliczenia danej inwestycji do inwestycji w zakresie elektrowni szczytowo-pompowej. Pojęcia budowy lub przebudowy są bowiem przedmiotem bogatego orzecznictwa oraz doktryny prawa budowlanego;

Napisać wypada także o definicji pojęcia inwestycji towarzyszącej rozumianej jako inwestycja w zakresie budowy lub przebudowy sieci przesyłowej w rozumieniu art. 3 pkt 11 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne konieczna do wyprowadzenia mocy z elektrowni szczytowo-pompowej lub inna inwestycja niezbędna do wybudowania lub przebudowy, lub zapewnienia prawidłowej eksploatacji tej elektrowni. Rozwiązanie to pozwoli, aby inwestycje niezbędne do faktycznego uruchomienia inwestycji w zakresie elektrowni szczytowo pompowej podlegały tym samym zasadom co inwestycja główna.

Decyzja o ustaleniu lokalizacji inwestycji w zakresie elektrowni szczytowo-pompowej

W związku z tym, że w obecnie obowiązującym stanie prawnym i zgodnie z przyjętą linią orzeczniczą sądów administracyjnych elektrownia szczytowo-pompowa nie stanowi inwestycji celu publicznego, proponuje się określić wprost , że inwestycja w zakresie elektrowni szczytowo-pompowej jest inwestycją celu publicznego w rozumieniu przepisów o gospodarce nieruchomościami. Niezależnie od powyższego, na wzór rozwiązań istniejących w innych specustawach wskazane jest przesądzić, że dla inwestycji w zakresie elektrowni szczytowo–pompowej wydaje się decyzję o ustaleniu lokalizacji inwestycji w zakresie elektrowni szczytowo-pompowej, łączącą w sobie aspekty decyzji lokalizacyjnej, podziałowej i wywłaszczeniowej.

Decyzję o ustaleniu lokalizacji inwestycji w zakresie elektrowni szczytowo-pompowej będzie, ze względu na skalę inwestycji, wydawał właściwy miejscowo wojewoda w terminie 7 dni od dnia złożenia wniosku o wydanie decyzji. Organem wyższego stopnia w stosunku do wojewody w sprawach lokalizacji elektrowni szczytowo-pompowej będzie minister właściwy do spraw budownictwa, planowania i zagospodarowania przestrzennego oraz mieszkalnictwa. Na wojewodę nałożono szereg obowiązków informacyjnych na potrzeby nadzoru nad sprawną realizacją procedury administracyjnej oraz nakazów i ograniczeń, które mają sprawić, że decyzje będą szybko wydawane. Przykładowo wydanie decyzji o ustaleniu lokalizacji inwestycji w zakresie będzie ograniczone czasowo do jednego miesiąca od dnia złożenia wniosku, a w przypadku niewydania decyzji w tym terminie minister właściwy do spraw budownictwa, planowania i zagospodarowania przestrzennego oraz mieszkalnictwa wymierzy wojewodzie karę w wysokości 1000 zł za każdy dzień zwłoki. Decyzja o ustaleniu lokalizacji inwestycji w zakresie elektrowni szczytowo-pompowej będzie wydawana na czas określony, nie dłuższy niż 5 lat.

Inwestor będzie nabywał z mocy prawa z dniem, w którym decyzja o ustaleniu lokalizacji inwestycji w zakresie elektrowni szczytowo-pompowej stała się ostateczna, prawo użytkowania wieczystego nieruchomości gruntowych należących w chwili złożenia wniosku o wydanie decyzji o ustaleniu lokalizacji inwestycji w zakresie elektrowni szczytowo-pompowej do Skarbu Państwa, znajdujących się w liniach rozgraniczających teren inwestycji oraz prawo własności budynków, innych urządzeń trwale z gruntem związanych i lokali znajdujących się na tych nieruchomościach. Decyzja o ustaleniu lokalizacji inwestycji w zakresie elektrowni szczytowo-pompowej będzie także stanowić podstawę do wydania decyzji o wygaśnięciu trwałego zarządu ustanowionego na nieruchomościach lub zarządu w odniesieniu do gruntów w zarządzie Państwowego Gospodarstwa Leśnego Lasy Państwowe, przeznaczonych na inwestycję w zakresie elektrowni szczytowo-pompowej, z wyłączeniem nieruchomości położonych na terenie parków narodowych. Jeżeli przeznaczona na inwestycję nieruchomość oznaczona w treści decyzji została uprzednio wydzierżawiona, wynajęta lub użyczona, decyzja o ustaleniu lokalizacji inwestycji w zakresie elektrowni szczytowo-pompowej stanowić będzie podstawę do wypowiedzenia umowy dzierżawy, najmu lub użyczenia ze skutkiem natychmiastowym.

Za nieruchomości, użytkowanie wieczyste oraz ograniczone prawa rzeczowe do nieruchomości, będzie przysługiwać odszkodowanie w wysokości uzgodnionej między wojewodą a dotychczasowym właścicielem, użytkownikiem wieczystym lub osobą, której przysługuje ograniczone prawo rzeczowe do nieruchomości. Jeżeli w terminie 2 miesięcy od dnia, w którym decyzja o ustaleniu lokalizacji inwestycji w zakresie elektrowni szczytowo-pompowej stała się ostateczna, nie dojdzie do uzgodnienia, wysokość odszkodowania będzie ustalał wojewoda w drodze decyzji. W projekcie ustawy określono, że odszkodowanie będzie obliczane na podstawie operatu szacunkowego sporządzonego przez rzeczoznawcę majątkowego, według stanu nieruchomości w dniu wydania decyzji o ustaleniu lokalizacji inwestycji w zakresie elektrowni szczytowo-pompowej przez organ pierwszej instancji oraz według jej wartości w dniu uzgodnienia albo w dniu wydania decyzji ustalającej wysokość odszkodowania. Odszkodowanie będzie podlegać waloryzacji na dzień wypłaty, według zasad obowiązujących w przypadku zwrotu wywłaszczonych nieruchomości.

Pozostałe decyzje w procesie inwestycyjnym

Wzorem innych specustaw, projekt ma wprowadzać rozwiązania, które w procesie inwestycyjnym przewidują odmienności w stosunku do „zwykłego” trybu realizacji prac. Do usuwania drzew i krzewów znajdujących się na nieruchomościach objętych decyzją o ustaleniu lokalizacji inwestycji w zakresie elektrowni szczytowo-pompowej nie będzie się stosować przepisów ustawy z dnia 16 kwietnia 2004 r. o ochronie przyrody w zakresie obowiązku uzyskiwania zezwoleń na ich usunięcie oraz opłat z tym związanych, z wyjątkiem drzew i krzewów usuwanych z nieruchomości wpisanej do rejestru zabytków oraz objętych formą ochrony przyrody. Do gruntów rolnych i leśnych objętych decyzją o ustaleniu lokalizacji inwestycji w zakresie elektrowni szczytowo-pompowej nie będzie się także stosować przepisów art. 6–10a ustawy z dnia 3 lutego 1995 r. o ochronie gruntów rolnych i leśnych. Inwestycje w zakresie elektrowni szczytowo-pompowej oraz inwestycje towarzyszące będzie należało realizować w sposób zapobiegający zmniejszeniu obszaru gruntów leśnych w rozumieniu ustawy z dnia 3 lutego 1995 r. o ochronie gruntów rolnych i leśnych, w szczególności poprzez budowę sieci elektroenergetycznych przy użyciu technologii umożliwiających utrzymanie w jak największym stopniu dotychczasowego sposobu i wielkości zalesienia.

Pozwolenie na budowę będzie wydawał właściwy miejscowo wojewoda. Organem wyższego stopnia w stosunku do wojewody w sprawach pozwolenia na budowę elektrowni szczytowo-pompowej lub pozwolenia na rozbiórkę tej elektrowni będzie zaś Główny Inspektor Nadzoru Budowlanego. Analogiczne będzie w przypadku pozwolenia na użytkowanie elektrowni szczytowo-pompowej. Ważnym do podkreślenia jest, że przed złożeniem wniosku o pozwolenie na budowę inwestor będzie zasięgał opinii zarządcy gruntów leśnych co do przebiegu tych sieci. Przepis ten wychodzi naprzeciw uwadze Generalnej Dyrekcji Lasów Państwowych i ma na celu zminimalizowanie zmniejszenia areału leśnego tak istotnego w dobie walki ze zmianami klimatycznymi.

Ograniczono również czas wydania zgody wodnoprawnej w odniesieniu do inwestycji w zakresie elektrowni szczytowo-pompowej do 30 dni od dnia złożenia wniosku o jej wydanie. Zgoda wodnoprawna w odniesieniu do inwestycji w zakresie elektrowni szczytowo-pompowej będzie mogła być udzielona przed złożeniem wniosku o wydanie decyzji o ustaleniu lokalizacji inwestycji w zakresie elektrowni szczytowo-pompowej. Z kolei wydanie decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach realizacji inwestycji w zakresie elektrowni szczytowo-pompowej będzie następowało zgodnie z przepisami 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, z uwzględnieniem przepisów projektowanej ustawy. Termin wydania decyzji oraz termin ewentualnego rozpatrzenia przez organ wyższego stopnia odwołania od decyzji będzie wynosić 60 dni od dnia otrzymania odwołania.

***

Omawiany projekt jest kolejnym, który ma uprościć i przyspieszyć procesy inwestycyjne, zwłaszcza w przypadku inwestycji liniowych. Jednak tak jak wskazaliśmy w jednym z poprzednich artykułów omawiającym zmiany w ustawie o przygotowaniu i realizacji strategicznych inwestycji w zakresie sieci przesyłowych, szukanie udogodnień dla inwestorów w drodze przyjmowania specjalnych ustaw, które zawieszają stosowanie przepisów ogólnych musi następować z poszanowaniem interesu innych stron, przede wszystkim bezpośrednich sąsiadów inwestycji.

Projekt znajduje się obecnie w fazie konsultacji, wobec czego zachęcamy do składania uwag.

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

Konsultacje publiczne przepisów wodorowych

Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, Gaz, OZE, , Możliwość komentowania Konsultacje publiczne przepisów wodorowych została wyłączona

21 października 2022 r. zaprezentowano długo wyczekiwany projekt ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (UD382). Propozycje w nim zawarte realizują jeden z celów Polskiej Strategii Wodorowej do roku 2030 z perspektywą do roku 2040, czyli stworzenie stabilnego otoczenia regulacyjnego gospodarki wodorowej. Nowelizacja stanowi część pakietu legislacyjnego zwanego „Konstytucją dla wodoru”, którego głównym celem jest stworzenie ram regulacyjnych funkcjonowania rynku wodoru z uwzględnieniem potrzeby zachowania konkurencyjności.

W tym artykule skupimy się wyłącznie na kwestiach związanych z regulacją rynku wodoru. Projekt zawiera ponadto m.in. przepisy regulujące proces inwestycyjny budowy i przebudowy sieci wodorowych i przyłączy oraz rozwiązania dotyczące wsparcia badań i rozwoju.

Definicja wodoru

Projekt wprowadza dużo zmian na poziomie definicji w ustawie z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (dalej jako „Prawo energetyczne”). Przede wszystkim rozstrzyga jedną z największych zagwozdek dotychczasowych dyskusji nad kształtem reformy wodorowej, czyli odpowiada na pytanie, czy wodór jest paliwem gazowym.

W uzasadnieniu do projektu możemy wyczytać, że za paliwo gazowe wodór może zostać uznany jedynie wówczas, gdy jest domieszkowany do gazu ziemnego i przesyłany siecią gazową. Taka konstrukcja definicji nie pozwala uwzględnić szerokiego zastosowania wodoru jako surowca, nośnika oraz magazynu energii, jeżeli nie jest on przesyłany siecią gazową. W związku z powyższym w projekcie ustawy proponuje się dodanie osobnej definicji wodoru rozumianego jako substancja chemiczna, oznaczona kodem CN 2804 10 00.

Operatorzy systemu wodorowego

Projekt przewiduje nie tylko wydzielenie wodoru od innych rodzajów paliw, ale także stworzenie całkowicie nowego systemu infrastrukturalnego, zorientowanego wokół niego. Główne role w tym systemie mają odgrywać: operator systemu wodorowego i operator systemu magazynowania wodoru (oraz łączący ich zadania operator systemu połączonego wodorowego).

Operatorem systemu wodorowego ma być przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem wodoru, które będzie jednocześnie odpowiedzialne za ruch sieciowy w sieci wodorowej, bieżące i długookresowe bezpieczeństwo jej funkcjonowania, eksploatację, konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci wodorowej, w tym połączeń z innymi sieciami wodorowymi. Realizując powyższe zadania operator systemu wodorowego ma dbać o równe traktowanie wszystkich użytkowników nowego systemu oraz uwzględniać wymogi ochrony środowiska.

Operator systemu magazynowania wodoru to w myśl projektu przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się magazynowaniem wodoru, odpowiedzialne za eksploatację instalacji magazynowej wodoru. Ta ostatnia ma stanowić magazyn energii, tak więc operator systemu magazynowania wodoru będzie przedsiębiorcą magazynującym energię. Podobnie jak w przypadku operatora systemu wodorowego, realizacja zadań związanych z magazynowaniem wodoru ma następować przy równym traktowaniu użytkowników systemu oraz z uwzględnieniem potrzeby ochrony środowiska.

Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub magazynowaniem wodoru będą obowiązane zapewniać wszystkim podmiotom świadczenie usług na warunkach uzgodnionych przez strony w drodze umowy. Oznacza to, że na ten moment projekt nie przewiduje korzystania z sieci wodorowych i instalacji magazynowania wodoru w oparciu o opłaty określone w taryfach operatorskich. Świadczenie usług przesyłania wodoru będzie możliwe po wydaniu warunków technicznych i ekonomicznych przyłączenia do sieci oraz zawarciu umowy o przyłączenie.

Operatorzy systemu wodorowego i systemu magazynowania wodoru nie będą mogli wykonywać działalności gospodarczej związanej z produkcją, wytwarzaniem lub obrotem paliwami gazowymi, wodorem lub energią elektryczną ani wykonywać jej na podstawie umowy na rzecz innych przedsiębiorstw energetycznych. Jeżeli pozostaną w strukturze przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo, będą musieli pozostać niezależni od innych działalności niezwiązanych z przesyłaniem i magazynowaniem wodoru lub konwersją elektrolityczną.

Zarówno przesyłanie, jak i magazynowanie wodoru będzie aktywnością wymagającą uzyskania odpowiedniej koncesji wydawanej przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Ten organ będzie także właściwy do wyznaczenia przedsiębiorstw energetycznych na operatorów systemów wodorowych –  w  pierwszej kolejności odbywać się to będzie na wniosek przedsiębiorstwa. W przypadku zaniechania przez przedsiębiorstwo złożenia wniosku – Prezes URE wyznacza ten podmiot  na operatora z urzędu. Z kolei  jeśli organ odmówi wyznaczenia przedsiębiorstwa na operatora na wniosek – wyznacza on z urzędu inny podmiotu, spełniający ustawowe wymagania. Operator systemu wodorowego i operator systemu magazynowania wodoru będą obowiązani do sporządzania odpowiednio instrukcji ruchu i eksploatacji sieci wodorowej oraz instrukcji ruchu i eksploatacji instalacji magazynowania wodoru.

Dodatkowym obowiązkiem dla operatora systemu magazynowania wodoru będzie prowadzenie w postaci elektronicznej rejestru instalacji magazynowych wodoru. Dotyczyć to będzie instalacji o  łącznej pojemności powyżej 5 000 Nm3.

Konwersja elektrolityczna

Wiele wskazuje na to, że wkrótce przepisy Prawa energetyczne będą regulować nowy rodzaj usługi świadczonej na rynku energii. Chodzi o konwersję elektrolityczną polegającą na przetworzeniu energii elektrycznej na wodór lub inne gazy w procesie elektrolizy lub przetworzeniu wodoru, uzyskanego w procesie elektrolizy, na energię elektryczną, dokonywane w instalacji konwersji elektrolitycznej. Ta ostatnia ma z kolei stanowić wyodrębniony zespół urządzeń opisanych przez dane techniczne i handlowe, służących do przeprowadzania procesu konwersji elektrolitycznej.

Konwersja elektrolityczna to technologiczny „łącznik” między sektorem elektroenergetycznym a wodorowym. Przetworzenie energii elektrycznej do postaci wodoru ma stanowić odpowiedź na pojawiające się obecnie problemy z magazynowaniem nadwyżek energii elektrycznej, w szczególności tej powstającej sezonowo przy wykorzystaniu odnawialnych źródeł energii. Na ten cel projekt przewiduje także dodanie definicji legalnej magazynowania energii, czyli magazynowania energii elektrycznej lub przetworzenia energii elektrycznej pobranej z sieci elektroenergetycznej lub wytworzonej przez jednostkę wytwórczą przyłączoną do sieci elektroenergetycznej i współpracującą z tą siecią do innej postaci energii, w tym do postaci wodoru, przechowywania tej energii, a następnie wykorzystanie jej w postaci innego nośnika energii. Definicja ta została zaczerpnięta z innego przygotowywanego aktualnie projektu rządowego, tj. projektu ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne i ustawy o odnawialnych źródłach energii (UC74).

Usługa konwersji elektrolitycznej, zgodnie z projektem, ma byś świadczona przez operatorów: systemu wodorowego, systemu magazynowania wodoru, systemu przesyłowego gazu oraz systemu dystrybucyjnego. Podstawą do jej realizacji ma być specjalna umowa. Projekt nie określa obligatoryjnych elementów tej umowy.

Wprowadzenie przepisów dotyczących konwersji jednej postaci energii do drugiej stanowi realizację postulatu stawianego przez przedstawicieli branży, o którym pisaliśmy w czerwcowym artykule pt. „Magazynowanie energii elektrycznej w postaci wodoru”.

***

Projekt ustawy o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (UD382) to ważny sygnał ze strony Ministerstwa Klimatu i Środowiska. Zwiastuje on bowiem istotne zmiany na krajowym rynku energii realizujące zamierzenia prezentowane przez Komisję Europejską w pakiecie rewizyjnym dyrektywy gazowej i rozporządzenia gazowego. Pamiętać trzeba, że plany Komisji pozostawiają pewną przestrzeń dla państw członkowskich do dostosowania rozwiązań krajowych do potrzeb i oczekiwań przedsiębiorstw energetycznych oraz odbiorców końcowych. Stąd pozytywnie należy oceniać włączenie do projektu rozwiązań dotyczących konwersji elektrolitycznej, które nie wynikają z pakietów unijnych. Jednocześnie w naszej ocenie w projekcie potrzebne są dalej idące zmiany, które, przynajmniej na początkowym etapie kształtowania rynku wodoru, zapewnią większą współpracę miedzy sektorami gazowymi, elektroenergetycznymi i wodorowymi. Zachęcamy zatem do wzięcia udziału w konsultacjach publicznych tego projektu.

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

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: r. pr. Kamil Iwicki, 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>