oze

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.

„Prawo energetyczne – zmiany wyczekiwane przez przemysł” – artykuł radcy prawnego Adama Wawrzynowicza w internetowym wydaniu portalu „Rzeczpospolita”

Aktualności, Elektroenergetyka, Energetyka, energia elektryczna, Klimat, Środowisko, , , , , , Możliwość komentowania „Prawo energetyczne – zmiany wyczekiwane przez przemysł” – artykuł radcy prawnego Adama Wawrzynowicza w internetowym wydaniu portalu „Rzeczpospolita” została wyłączona

W parlamencie trwają prace nad bardzo ważną nowelizacją Prawa energetycznego, dotyczącą m.in. zmian w funkcjonowaniu tzw. linii bezpośrednich. Niektóre z senackich poprawek do ustawy nowelizującej Prawo energetyczne są bardzo potrzebne. Zmiana definicji linii bezpośredniej, pozwalająca na wykorzystanie tej instytucji nie tylko przez wydzielonego odbiorcę, ale również przez inne spółki z jednej grupy kapitałowej pozwoliłaby na pełniejszą implementację Dyrektywy rynkowej i przybliżyłaby Polskę do realizacji jednego z kamieni milowych KPO. W dzisiejszym internetowym wydaniu „Rzeczypospolitej” ukazał się artykuł redaktora naczelnego Portalu Energia, Adama Wawrzynowicza pt. „Prawo energetyczne – zmiany wyczekiwane przez przemysł”, opisujący planowane zmiany.

Głosowanie w Sejmie nad poprawkami senackimi zaplanowane jest na 28 lipca.

Zapraszamy do zapoznania się z artykułem: https://www.rp.pl/opinie-prawne/art38866931-adam-wawrzynowicz-prawo-energetyczne-zmiany-wyczekiwane-przez-przemysl

„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

Czekają nas zmiany w rozporządzeniu w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu gazowego

Aktualności, Budownictwo, Gaz, , , , , , , , , , , Możliwość komentowania Czekają nas zmiany w rozporządzeniu w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu gazowego została wyłączona

15 czerwca 2023 r. w wykazie Rządowego Centrum Legislacji opublikowano projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska zmieniającego rozporządzenie w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu gazowego. Bazując na lekturze uzasadnienia opracowania rzeczonego projektu, można wskazać dwa podstawowe cele wprowadzanych zmian:

  1. dostosowanie przepisów rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 2 lipca 2010 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu gazowego (t.j. Dz. U. z 2018 r. poz. 1158 z późn. zm.) do przepisów ustawy z dnia 20 maja 2021 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. z 2021 r., poz. 1093) (Rozporządzenie systemowe), która przewiduje, że infrastruktura niespełniająca wymogów pozwalających uznać ją odpowiednio za gazociąg bezpośredni lub sieć gazociągów kopalnianych jest udostępniana przez właściciela operatorowi systemu dystrybucyjnego gazowego w ciągu 36 miesięcy od dnia wejścia w życie tej ustawy;
  2. „uelastycznienie” procesu przyłączania instalacji wytwarzających biometan do sieci dystrybucyjnej gazowej.

Zmiany dostosowujące

W części związanej z włączeniem do sieci dystrybucyjnej infrastruktury, eksploatowanej dotychczas jako pozasystemowa, istotnym dla proponowanych zmian jest to, że objęta projektowaną regulacją infrastruktura stanowi gazociągi dostarczające gaz ziemny do odbiorców bezpośrednio z kopalni. Zgodnie z art. 28 ust. 2 ustawy z dnia 20 maja 2021 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw właściciel infrastruktury niespełniającej wymogów pozwalających uznać ją odpowiednio za gazociąg bezpośredni lub sieć gazociągów kopalnianych udostępnia ją operatorowi systemu dystrybucyjnego, co wiąże się z koniecznością włączenia tych gazociągów do funkcjonującej sieci. Jednocześnie jednak konieczne jest uwzględnienie charakterystyki technicznej tej infrastruktury, zależnej od źródeł jej zasilania gazem ziemnym. Projektowane zmiany w § 16, § 38 oraz w nowym punkcie 1.5 załącznika do Rozporządzenia systemowego czynią zadość tej specyfice i uwzględniają możliwość wystąpienia braku możliwości zapewnienia m.in.:

  • ciągłości dostaw w przypadku infrastruktury podłączonej do kopalni ropy naftowej, w których gaz ziemny jest produktem ubocznym wydobycia i jego podaż nie może zostać zapewniona (z uwagi na związanie planem ruchu zakładu górniczego),
  • określonej jakości gazu ziemnego wydobywanego w kopalni.

W projektowanym punkcie 1.5 załącznika do Rozporządzenia systemowego określono, że wszelkie wymagania techniczne dotyczące urządzeń, instalacji lub sieci bezpośrednio przyłączanych do sieci dystrybucyjnej stanowiącej infrastrukturę, o której mowa w art. 28 ustawy z dnia 20 maja 2021 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw lub do zamkniętego systemu dystrybucyjnego, o którym mowa w art. 9da ustawy – Prawo energetyczne określa przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się dystrybucją paliw gazowych w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci.

Z kolei modyfikacja w § 16 Rozporządzenia systemowego wprowadza warunki świadczenia usług dystrybucyjnych z wykorzystaniem gazociągów lub sieci gazociągów, które zostały włączone do sieci dystrybucyjnej na podstawie art. 28 ust. 1ustawy z dnia 20 maja 2021 r. i są zasilane wyłącznie z kopalni, której charakterystyka pracy nie gwarantuje ciągłości dostaw, a przyłączenie do alternatywnego źródła zasilania zapewniającego ciągłość dostaw nie jest technicznie lub ekonomicznie uzasadnione. Świadczenie usług dystrybucyjnych w takich warunkach będzie odbywać się na zasadach przerywanych, z zapewnieniem parametrów jakościowych określonych w nowym § 38 ust. 5a Rozporządzenia systemowego.

Projektowany § 38 ust. 5a Rozporządzenia systemowego, odwołując się do zmienionego § 16 ust. 2, umożliwia przedsiębiorcy energetycznemu dostarczanie paliw gazowych o innych parametrach jakościowych niż te standardowe, określone w § 38 ust. 1 Rozporządzenia systemowego. Dodatkowo możliwość dostaw takich paliw została uwarunkowana po pierwsze tym, iż nie spowoduje to zakłóceń pracy w systemie gazowym, po drugie odbiorca nie skorzysta z uprawnienia do wypowiedzenia umowy kompleksowej, którą otrzyma od operatora systemu dystrybucyjnego w chwili przejęcia przez niego operatorstwa nad infrastrukturą gazową przykopalnianą. Wypowiedzenie tej umowy jest równoznaczne z brakiem akceptacji warunków świadczenia usług dostarczania paliwa gazowego, w tym jakości tego paliwa, do odbiorcy.

Celem projektowanych zmian jest ograniczenie możliwości wyłączenia ogólnych standardów, którym podlegają sieci dystrybucyjne, jedynie do sieci gazowych spełniających łącznie następujące warunki:

  • sieci, które zostaną przekwalifikowane na mocy art. 28 ustawy z dnia 20 maja 2021 r. o zmianie ustawy – Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw – oznacza to wyłącznie sieci już istniejące (brak możliwości powstawania nowych sieci tego typu w przyszłości), oraz
  • nie istnieją techniczne bądź ekonomicznie uzasadnione możliwości doprowadzenia tej infrastruktury do zgodności z parametrami przewidzianymi rozporządzeniem systemowym.

Biometan w sieci

Zmiany w zakresie przyłączania biometanowni do systemu gazowego obejmują zmianę w § 40 Rozporządzenia systemowego, która stanowi uzupełnienie ostatniej z nowelizacji Rozporządzenia systemowego, w której dostosowano przepis § 38 ust. 1 Rozporządzenia systemowego poprzez uzupełnienie go o minimalne wymagania jakościowe w zakresie substancji, które mogą powstawać w procesie produkcji biometanu. Pamiętać trzeba, że biometan może być transportowany za pośrednictwem gazowych sieci przesyłowych i dystrybucyjnych oraz mieszany z gazem ziemnym pod warunkiem, że zostaną zachowane odpowiednie parametry jakościowe zapewniające bezpieczną eksploatację infrastruktury gazowej oraz przyłączonych do niej odbiorców.

W Rozdziale 8 Rozporządzenia systemowego, który reguluje kwestię parametrów jakościowych paliw gazowych przesyłanych sieciami przesyłowymi i dystrybucyjnymi gazowymi, planuje się dodać w § 40 ust. 3a, który ma regulować możliwość wyboru przez przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się dystrybucją paliw gazowych, w przypadku wprowadzania biometanu do sieci w określonym obszarze rozliczeniowym, przyjęcia takiej metodologii określania ciepła spalania paliw gazowych dla takiego obszaru, aby wyznaczona średnia wartość ciepła spalania paliw gazowych dla danej doby nie różniła się więcej niż o ±4% od wartości ciepła spalania paliw gazowych określonej w którymkolwiek punkcie tego obszaru.

Wprowadzenie tej zmiany ma na celu zapewnienie odpowiedniego wsparcia regulacyjnego dla procesu zatłaczania i dostarczania biometanu do odbiorców. Istotne jest tu wyjaśnienie, że wartość ciepła spalania biometanu jest przeciętnie niższa od tego uzyskiwanego przez gaz ziemny wysokometanowy grupy E, jednakże w wyniku koniecznych procesów oczyszczania uzyskuje poziom w granicach 38 MJ/m3 . W celu umożliwienia wprowadzenia do sieci biometanu o minimalnej wartości ciepła spalania na poziomie 38 MJ/m3 i wprowadzenia tego paliwa do sieci w ramach obszaru rozliczeniowego ciepła spalania, na którym średnia wartość ciepła spalania, co do zasady, jest wyższa i może osiągać nawet 43,2 MJ/m3, w projekcie podniesiono zakres różnic między uzyskiwanymi średni w ciągu doby wartościami średniego ciepła spalania z ± 3% do ± 4%. Zakres ten został dostosowany do rzeczywiście osiąganych maksymalnych średnich parametrów ciepła spalania odnotowywany w sieci dystrybucyjnej we wszystkich obszarach rozliczeniowych ciepła spalania. Istotne jest również to, że projektowany, poszerzony zakres zmienności będzie obowiązywał tylko w tych obszarach, gdzie będzie przyłączone źródło dostarczające biometan do sieci. Proponowane podejście wydaje się być optymalne z punktu widzenia obecnego poziomu rozwoju sektora biometanu w Polsce, który ma charakter lokalny. Takie rozwiązanie jest również przejawem elastycznego podejścia administracji do spełnienia wymogów jakościowych określonych prawem i w założeniu ma wspierać producentów biometanu oraz zapewnić dynamiczny rozwój tego segmentu rynku.

***

Modyfikacje przepisów zaproponowane w projekcie wpłyną korzystnie na działalność mikro, małych oraz średnich przedsiębiorców. Jak wskazano w uzasadnieniu projektu, przewidywane zmiany usprawnią proces przyłączenia biometanu do sieci, a to stworzy korzystniejsze warunki dla powstawania biometanowni w Polsce.

Zwracamy uwagę, że zaproponowane zmiany znajdują się wciąż na etapie projektowania, z związku z czym istnieje możliwość, iż poszczególne przepisy ulec mogą zmianie.

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

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

Kongres Nowej Mobilności 2022

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

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

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

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

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

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

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

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

Plan REPowerEU

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

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

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

Oszczędności energii

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

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

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

Dywersyfikacja importu energii

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

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

Zastąpienie paliw kopalnych i przyspieszenie transformacji Europy w kierunku czystej energii

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Inteligentne inwestycje

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

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

Plan REPower będzie finansowany z następujących źródeł:

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

Wzmocnienie gotowości

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

Wnioski – wpływ REPowerEU na sektor gazownictwa

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

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

***

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

Wkrótce zmiany w przepisach dotyczących lokalizacji farm wiatrowych?

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

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

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

Zmiany w słowniczku ustawowym

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

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

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

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

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

Modyfikacja zasady 10H

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

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

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

Łatwiejsza lokalizacja, ale z dodatkowymi konsultacjami

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

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

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

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

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

Bezpieczniejsza eksploatacja farm wiatrowych

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

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

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

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

***

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

Polska strategia wodorowa opublikowana – co dalej?

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

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

Pojęcie gospodarki wodorowej

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

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

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

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

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

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

Cele strategiczne PSW

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Kierunek wytyczony, lecz co dalej?

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

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

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

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

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

Wkrótce nowe przepisy dotyczące biometanu?

Aktualności, Energetyka, OZE, , , , Możliwość komentowania Wkrótce nowe przepisy dotyczące biometanu? została wyłączona

Z prognoz wynika, że Polska ma szansę stać się potentatem w produkcji biometanu. Niestety dotychczasowe inicjatywy w zakresie budowy nowej gałęzi przemysłu kończyły się na zapowiedziach. Inwestorów wstrzymuje przede wszystkim niepewność, co do przyszłego otoczenia prawnego dla rozwoju działalności związanej z biometanem. W odpowiedzi na te obawy przedstawiciele Ministerstwa Klimatu i Środowiska poinformowali o wszczęciu prac nad przygotowaniem przepisów dotyczących tego sektora. Projekt ma wprowadzić modyfikacje także na innych polach, jak chociażby rozwój działalności klastrów energii czy uzupełnienie przepisów dotyczących morskiej energetyki wiatrowej.

Nowelizacja ustawy OZE

Pod koniec września w wykazie prac programowych i legislacyjnych Rady Ministrów zamieszczono informację o przygotowywanym przez Ministra Klimatu i Środowiska projekcie ustawy o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw (UC99). Celem nowych rozwiązań jest przede wszystkim zwiększenie udziału odnawialnych źródeł energii w krajowym zużyciu energii. Ponadto nowe przepisy mają przyczynić się do dalszego rozwoju sektora energii zgodnie z ambicjami redukcyjnymi i spełniania zobowiązań międzynarodowych.

Projektodawcy nie przedstawili jeszcze samego projektu, jednak pokusili się o wskazanie siedmiu obszarów, w obrębie których planowane są zmiany legislacyjne:

  1. biometan,
  2. klastry energii,
  3. transpozycja RED II,
  4. modernizacja instalacji odnawialnych źródeł energii,
  5. wsparcie kontynuacyjne dla instalacji OZE, którym upływa 15-letni system wsparcia,
  6. hybrydowe instalacje OZE,
  7. morska energetyka wiatrowa.

Biometan

Celem podejmowanych działań jest przyjęcie regulacji wspierających rozwój wytwarzania biometanu. Jak bowiem wskazują projektodawcy, istniejące regulacje prawne w zakresie wsparcia OZE nie odpowiadają faktycznym potrzebom w dziedzinie funkcjonowania instalacji wytwarzania tego gazu, przez co w praktyce nie stymulują rozwoju tego rodzaju inicjatyw. W efekcie, pomimo że zgodnie z obowiązującym stanem prawnym, od kilku lat możliwe jest wprowadzanie oczyszczonego biogazu rolniczego do sieci gazowych dystrybucyjnych, do dnia dzisiejszego żadna tego rodzaju instalacja nie rozpoczęła działalności.

Projekt ustawy obejmuje kompleksowy pakiet regulacji eliminujących bariery zidentyfikowane w ramach prowadzonych analiz, w tym:

  1. wprowadzenie definicji biometanu, oraz wyłączenie pojęcia biogaz rolniczy z definicji biogazu;
  2. określenie zasad prowadzenia działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania biogazu lub biometanu z biogazu poprzez utworzenie rejestru wytwórców biogazu prowadzonego przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki;
  3. rozszerzenie zakresu rozdziału 3 ustawy z dnia 20 lutego 2015 roku o odnawialnych źródłach energii (dalej jako: „ustawa OZE”) o zasady i warunki wykonywania działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania biometanu z biogazu rolniczego – art. 24 ustawy OZE i kolejne, w szczególności rozszerzenie zakresu podmiotowego rejestru wytwórców biogazu rolniczego o wytwórców biometanu z biogazu rolniczego;
  4. poszerzenie obszaru działalności spółdzielni energetycznych o możliwość wytwarzania biometanu;
  5. uchylenie przepisów dotyczących wniosku o wydanie urzędowego potwierdzenia efektu zachęty (art. 47a ustawy OZE) oraz przepisów stanowiących o świadectwie pochodzenia biogazu rolniczego (art. 48 ustawy OZE i kolejne);
  6. wprowadzenie gwarancji pochodzenia dla biometanu i rozszerzenie zakresu przedmiotowego rejestru gwarancji pochodzenia o dane dotyczące gwarancji pochodzenia biometanu;
  7. zmiana definicji paliw gazowych w ustawie z dnia 11 kwietnia 1997 roku – Prawo energetyczne.

Transpozycja RED II

Kluczowe zmiany dotykają funkcjonującego na rynku mechanizmu wydawania gwarancji pochodzenia. Projekt zakłada przystąpienie Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, jako organu wydającego gwarancje pochodzenia w Polsce, do stowarzyszenia AIB, zrzeszającego podmioty wydające gwarancje pochodzenia, a w konsekwencji synchronizacji polskiego rejestru z HUB-em prowadzonym przez AIB oraz standardem European Energy Certificate System. Projektodawcy planują także uwzględnienie wartości rynkowej gwarancji pochodzenia wobec producenta, który otrzymuje wsparcie finansowe z systemu wsparcia czy uwzględnienie w krajowym porządku prawnym wymogów normy CEN – EN 16325 po jej aktualizacji i zatwierdzeniu. Zdecydowanie najważniejszą zmianą w tym obszarze jest jednak rozszerzenie rejestru gwarancji pochodzenia prowadzonego przez Towarową Giełdę Energii o nowe nośniki energii: gaz z odnawialnych źródeł (biometan, wodór), ciepło oraz chłód.

Otoczenie regulacyjne wymiernie wpływa na warunki realizacji inwestycji w odnawialne źródła energii. Jednym z najistotniejszych elementów sprawnego procesu inwestycyjnego, obok jasności i przewidywalności rozstrzygnięć administracyjnych, jest długość trwania procedur administracyjnych, która może w skrajnych przypadkach skutkować nawet wycofaniem decyzji o podjęciu decyzji o realizacji projektu. W polskich warunkach identyfikuje się kilka rodzajów procedur administracyjnych, które w największym stopniu wpływają na czas realizacji projektów inwestycyjnych, a przez to także oddziałują na rozwój OZE. W szczególności, należy wskazać tu na:

  • wymogi środowiskowe,
  • wymogi zagospodarowania przestrzennego,
  • czas uzyskiwania warunków przyłączenia,
  • czas uzyskiwania koncesji,
  • czas wydania decyzji o warunkach zabudowy.

Propozycje zmian przepisów proceduralnych będę mieć za cel ich skrócenie lub też dostosowanie w inny sposób – tak aby spełnić wymogi nałożone przez RED II i polepszyć warunki prowadzenia procesu inwestycyjnego przez inwestorów.

Ponadto projekt przewiduje także utworzenie Krajowego Punktu Kontaktowego jako wsparcie informacyjne w zakresie realizacji inwestycji OZE oraz wprowadzenie możliwości bezpośredniego handlu energią P2P który umożliwi:

  • przekazywanie energii nieskonsumowanej przez podmiot posiadający instalację OZE do drugiego podmiotu w celu pokrycia jego zapotrzebowania na energię za pośrednictwem platformy internetowej lub określonych technologii działających jako pośrednik, które zapewnią operatorom rynku cyfrowe połączenia wzajemne niezbędne do ułatwienia wymiany energii;
  • wymianę energii pomiędzy podmiotami poprzez sieć elektroenergetyczną. W tym przypadku nadwyżki energii przekraczające chwilowo sumaryczne zapotrzebowanie obu podmiotów również mogą trafić do sieci elektroenergetycznej.

Modernizacja instalacji odnawialnych źródeł energii i wsparcie kontynuacyjne

System wsparcia modernizacji będzie mieć zastosowanie do instalacji OZE, których wiek przekracza 15 lat. Dla uproszczenia identyfikacji uprawnionych instalacji wsparcie będzie adresowane do instalacji OZE po zakończeniu pierwotnego 15-letniego okresu wsparcia (w systemie świadectw pochodzenia lub aukcyjnym lub FIT/FIP). Prawo do nowego wsparcia powinno móc być przyznawane jeszcze przed upływem pierwotnego okresu wsparcia, tak aby umożliwić terminową realizację niezbędnych inwestycji wydłużających cykl życia instalacji. Wsparcie będzie dotyczyć kosztów modernizacji nie mniejszych niż 25% nakładów na nową referencyjną instalację OZE, w celu wyeliminowania wspierania napraw i usprawnień o mniejszej wartości, które powinny być finansowane z przychodów z działalności instalacji, bądź wsparcia operacyjnego.

Modernizowane instalacje OZE będą konkurować o wsparcie z instalacjami nowymi (m.in. uczestniczyć w tym samym koszyku aukcyjnym). Pozwoli to na zapewnienie odpowiedniej podaży projektów
w wybranych koszykach a tym samym skuteczne rozstrzyganie ogłoszonych aukcji.

System wsparcia modernizacji obejmie inwestycje wpływające na poprawę produkcyjnych parametrów instalacji, dotyczących wytwarzania energii z OZE, tj. modernizację, w tym konwersję. Wsparcie dotyczyć będzie więc jedynie produkcyjnej części instalacji, bezpośrednio związanej z wytwarzaniem energii w tej instalacji (np. turbina, generator). W szczególności, wsparcie nie będzie odnosić się do infrastruktury i urządzeń instalacji OZE, które mają jedynie charakter środowiskowy – nie będą to koszty kwalifikowane w tym systemie.

Projekt zakłada, że wsparcie udzielone instalacjom zmodernizowanym wyniesie maksymalnie 15 lat. Jednak projektodawcy zamierzają wspomóc także dysponentów nieco starszej infrastruktury. Dla instalacji ponad 15-letnich, które będą utrzymane w stanie pozwalającym na ich dalszą eksploatację, planowane jest stworzenie nowego systemu zapewniającego rentowność produkcji energii poprzez pokrycie różnicy pomiędzy kosztami operacyjnymi a przychodami ze sprzedaży energii po cenie rynkowej.

Z przedstawionych założeń wynika, że wsparcie nie będzie mogło być łączone dla tego samego okresu z innym wsparciem operacyjnym (np. rynek mocy, wsparcie dla wysokosprawnej kogeneracji) albo wsparciem inwestycyjnym (np. dotacje i pożyczki z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej). Ponadto nie będzie ono podlegało regule kumulacji (wysokość wsparcia operacyjnego nie jest kalkulowana z uwzględnieniem kosztów inwestycyjnych, dlatego nie zaistnieje sytuacja podwójnego finansowania tych samych kosztów z obu instrumentów). Poziom wsparcia ma zostać określony dla elektrowni wodnych, technologii biomasowych i biogazowych oraz w przedziałach mocowych uzasadniających dodatkowe różnicowanie poziomu wsparcia w ramach tych technologii.

Hybrydowe instalacje OZE

W projekcie zostanie zaproponowana zmiana definicji hybrydowej instalacji odnawialnego źródła energii, która ma poprawić wskaźnik wykorzystania mocy poszczególnych technologii wytwarzania energii elektrycznej wchodzących w skład instalacji hybrydowej. Zdaniem projektodawców rozwiązanie to zagwarantuje istotne korzyści wynikające z bieżącej eksploatacji sieci dystrybucyjnej i pozwoli na uniknięcie istotnych wydatków na jej rozbudowę, których poniesienie byłoby konieczne w przypadku podłączania poszczególnych instalacji odnawialnych źródeł energii – bez efektu synergii, ze wzrostem wydajności i stabilności pracy wytwarzania energii elektrycznej osiąganej w przypadku hybrydowych instalacji odnawialnych źródeł energii. Opracowane analizy potwierdzają, iż nie ma możliwości podjęcia alternatywnych w stosunku do projektowanej ustawy środków umożliwiających osiągnięcie zamierzonego celu. Działania regulacyjne które są objęte wnioskiem, poza korzyściami związanymi z rozwojem sektorów objętych regulacją będą wywoływały również określone konsekwencje finansowe, związane m.in. z wpływem systemów modernizacji oraz kontynuacji wsparcia na rachunek końcowy odbiorcy.

Planowana data przyjęcia projektu przez Radę Ministrów to II kwartał 2022 roku.

Więcej informacji dotyczących projektu można znaleźć w Biuletynie Informacji Publicznej Kancelarii Prezesa Rady Ministrów.

Autorzy: r.pr. Adam Wawrzynowicz, Marcel Krzanowski, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.