PL EN DE
PSE uruchomiły serwis „Jak funkcjonuje Krajowy System Elektroenergetyczny?”

Uruchomiliśmy na naszej stronie sekcję „Jak funkcjonuje Krajowy System Elektroenergetyczny?”. Można się z niej dowiedzieć, w jaki sposób planowana jest praca KSE, jaka jest rola operatora i jakimi narzędziami dysponuje - podają Polskie Sieci Sieci Elektroenergetyczne.

Podstawą zapewnienia bezpiecznej i efektywnej ekonomicznie pracy systemu elektroenergetycznego jest odpowiednie planowanie jego pracy w różnych horyzontach czasowych. Priorytetem jest pokrycie zapotrzebowania odbiorców na moc i energię elektryczną, uwzględniając uwarunkowania pracy sieci i jednostek wytwórczych oraz wymagania bezpieczeństwa pracy systemu. Podczas planowania strony podażowej mocy należy uwzględnić konieczność zapewnienia wymaganej nadwyżki mocy ponad zapotrzebowanie odbiorców na moc – tzw. rezerw mocy. Rezerwa mocy jest niezbędna, aby system był przygotowany na wypadek awarii skutkującej ubytkiem mocy wytwórczych (w tym wyłączeń elementów sieciowych i/lub jednostek wytwórczych), jak i na nieoczekiwany wzrost zapotrzebowania na moc przez odbiorców. Praca systemu elektroenergetycznego jest planowana w taki sposób, aby żadna pojedyncza awaria nie doprowadziła do przeciążeń elementów sieciowych ani nie spowodowała naruszenia żadnego innego kryterium bezpiecznej pracy systemu, takiego jak wymagane poziomy napięcia, częstotliwość, dopuszczalne obciążenie elementów sieciowych, itd. Powyższe określa się jako „kryterium N-1”, będące podstawą planowania pracy systemów elektroenergetycznych na całym świecie. Naruszenie kryterium N-1 wiąże się z ryzykiem wystąpienia zdarzeń awaryjnych, które mogą skutkować kolejnych ryzykiem niekontrolowanych, kaskadowych wyłączeń awaryjnych elementów systemu prowadzących do przerw w zasilaniu odbiorców. Dynamika zjawisk fizycznych w sytuacji wyłączeń awaryjnych jest na tyle wysoka, iż możliwość reakcji przez Operatora na rozwój wypadków jest bardzo ograniczona. Stąd tak istotne jest odpowiednie planowanie pracy sieci i zasobów wytwórczych z odpowiednim marginesem bezpieczeństwa. - informują Polskie Sieci Sieci Elektroenergetyczne. 

Spółka właśnie uruchomiła na swojej stronie kompendium wiedzy o Krajowym Systemie Elektroenergetycznym.

polecamy - proszę kliknąć w tym miejscu 




Autor: Redakcja CIRE.PL
Największa elektrownia słoneczna w Polsce już działa i produkuje energię

Największa elektrownia słoneczna w Polsce rozpoczyna działalność i produkcję czystej i zielonej energii. Farma powstała z inicjatywy Zygmunta Solorza i jest jednym z etapów realizacji przejścia ZE PAK na produkcję czystej energii i odejścia od węgla brunatnego. Farma została zbudowana przez konsorcjum ESOLEO i PAK Serwis dla grupy ZE PAK w gminie Brudzew i ma moc 70 MWp. Jednym z odbiorców prądu będzie m.in. Grupa Polsat Plus.

To jedna z największych w Polsce inwestycja w zieloną energię zrealizowana przez prywatny kapitał. Nasza nowoczesna i obecnie największa w Polsce elektrownia słoneczna to kolejny milowy krok w transformacji energetycznej zarówno ZEPAK, jak i całego regionu Wielkopolski. Chcemy, aby do 2030 roku PAK wytwarzał energię wyłącznie z odnawialnych źródeł – w tym m.in. ze słońca, wiatru i biomasy. Wkrótce uruchamiamy także w Koninie produkcję zielonego wodoru, który jest paliwem przyszłości  – mówi Piotr Woźny, prezes ZE PAK SA.

Farma składa się ze 155 554 modułów fotowoltaicznych o mocy 455 Wp każdy i zajmuje ok. 100 ha terenu. Jeszcze niedawno był to teren wykorzystywany przez Kopalnię Węgla Brunatnego Adamów do odkrywkowego wydobycia węgla brunatnego.



Przy budowie farmy, spółka ESOLEO zaangażowała m.in. byłych górników, którzy zostali przekwalifikowani i realizują kolejne projekty związane z energią odnawialną.

Powiat Turecki i Brudzew – kilka lat temu teren kopalni węgla brunatnego, dzisiaj produkcja zielonej energii  – to realny symbol polskiej transformacji energetycznej. Dzięki inwestycji o wartości 163,8 mln zł netto –  zbudowanej całkowicie za prywatne pieniądze – zrekultywowany teren odzyskał wartość użytkową i jest przykładem jak realizować transformację energetyki w Polsce, włączając w to stworzenie nowych miejsc pracy dla osób odchodzących od pracy w górnictwie  – dodaje Piotr Woźny, Prezes ZE PAK SA.

Farma fotowoltaiczna w Brudzewie, przyczyni się do zmniejszenia wzrostu temperatury atmosfery – co jest w tej chwili kluczowe dla zatrzymania wzrostu ocieplenia klimatu. Rocznie elektrownia ma produkować ok 68 188 MWh, co przełoży się na zmniejszenie emisji CO2 na poziomie 56,7 tysięcy ton CO2 rocznie. W tym kontekście należy pamiętać, że obecne wysokie ceny energii to między innymi efekt gigantycznego wzrostu kosztów uprawnień do emisji CO2 – w ciągu ostatniego roku koszt emisji 1 tony CO2 wzrósł o 156% z 22,98 EURO za tonę do ok. 59 EURO.

Zielona energia z Brudzewa popłynęła dwa dni przed rozpoczęciem Szczytu Klimatycznego COP 26, zwanego „szczytem ostatniej szansy” dla świata na porozumienie w sprawie zatrzymania globalnego ocieplenia. – Takie inwestycje pokazują, że przy porozumieniu wszystkich: biznesu, mieszkańców i samorządu, możemy ten wyścig na rzecz ochrony klimatu wygrać – mówi Mariusz Klimczak, Prezes ESOLEO Sp. z o.o.


O Elektrowni Farma Brudzew

Elektrownię zbudowało Konsorcjum ESOLEO sp. z o.o. i Przedsiębiorstwo Remontowe PAK SERWIS sp. z o.o.

Krzysztof Dziaduszyński, członek zarządu ESOLEO i PAK PCE podkreśla tempo realizacji elektrowni fotowoltaicznej w Brudzewie

Inwestycja była realizowana w bardzo szybkim tempie – prace przygotowawcze rozpoczęto 4 listopada 2020 r., prawomocne pozwolenie zamienne na budowę uzyskaliśmy 12 lutego 2021 r., wtedy też rozpoczęliśmy montaż konstrukcji farmy. Montaż modułów trwał od 12 kwietnia do 11 sierpnia br. Zawiadomienie o zakończeniu budowy wysłaliśmy do Starostwa Powiatowego w Turku 19 sierpnia 2021 r., a 26 października 2021 r. farma uzyskała tymczasowe pozwolenie na użytkowanie ION wystawione przez ENERGA-OPERATOR S.A., co daje 355 dni od rozpoczęcia prac przygotowawczych do uzyskania certyfikatu ION.

Ryszard Mycek, prezes Zarządu PAK SERWIS wskazuje, że elektrownia w Brudzewie jest pierwszym w Polsce modułem wytwarzania energii typu D, który przeszedł certyfikacje ION wg nowego kodeksu sieciowego NC RfG.

Dla PAK SERWIS praca nad tym projektem była niezwykle istotna, bo dzięki temu mogliśmy udowodnić, że spółka serwisowa ZEPAK doskonale radzi sobie na rynku wielkoskalowych inwestycji OZE. Zakres naszych prac obejmował między innymi przebudowę Głównego Punktu Zasilania wykorzystywanego w przeszłości przez Kopalnię Węgla Brunatnego Adamów dla potrzeb wyprowadzenia mocy z Farmy PV Brudzew, dostawę i uruchomienie 31 stacji transformatorowych 0,8/20 kV czy też uruchomienie systemu sterowania i nadzoru Farmy PV Brudzew wraz z komunikacją z dyspozycją mocy Energa Operator.

Do budowy elektrowni, oprócz modułów wykorzystano 306 inwerterów oraz ponad 900 km kabli i światłowodów. Samo ogrodzenie farmy, do której prowadzi 16 bram wjazdowych, ma 12 km długości. Na terenie elektrowni jest 31 stacji transformatorowych, każda o mocy 2MVA. Palety po modułach fotowoltaicznych zostały przetworzone na płyty sklejkowe, które zostaną wykorzystane do produkcji mebli.

Autor: Redakcja CIRE.PL
Najtrudniejsze wyzwania nowej minister klimatu i środowiska

O tym, że Ministerstwo Klimatu i Środowiska czekają zmiany, pisano od dawna. Z dymisji Michała Kurtyki zadowoleni są związkowcy, którzy Kurtykę obarczali odpowiedzialnością za impas w negocjacjach w sprawie Turowa. Przed nową szefową resortu spraw do rozwiązania w trybie pilnym jest jednak znacznie więcej.

Dobrym zwyczej w polityce jest dawanie nowemu rządowi 100 dni spokoju, trudno spodziewać się jednak aby na 100 dni spokoju mogła liczyć nowa minister środowiska i klimatu. Przyjmijmy jednak taką perspektywę tworząc agendę spraw do pilnego rozwiązania w okresie od 26 października 2021 do 6 lutego 2022, to mniej więcej 100 pierwszych dni pracy Anny Moskwy. 

Po pierwsze Turów, czas na nowe otwarcie

Znamienne, że w podsumowaniu kadencji Michała Kurtyki nie wspomniano o Turowie. Resort opublikował takie podsumowanie w dniu dymisji Kurtyki. Tymczasem to w ostatnich dniach pracy Kurtyki wpłynęła propozycja powrotu do rozmów. Czeskie ministerstwo środowiska oficjalnie zaproponowało stronie polskiej wznowienie negocjacji w sprawie kopalni Turów. Rzeczniczka resortu Petra Roubiczkova powiedziała, że ma on poparcie przedstawicieli koalicji, która negocjuje powstanie nowego rządu Czech. Kurtyka zaznaczył,  że przekazał otrzymaną propozycję kolegom z rządu, z wyznaczonego uchwałą RM zespołu negocjacyjnego, tj. wicepremiera Sasina, ministra Szymańskiego, ministra Raua.

„Propozycja jest analizowana i decyzja w tej sprawie wkrótce zostanie podjęta” – wskazał odchodzący minister klimatu i środowiska.


Propozycja wznowienia negocjacji jest odpowiedzią na opublikowany apel samorządowców kraju (województwa) libereckiego, którzy wezwali ministrów odchodzącego rządu Czech do kontynuowania negocjacji z Polską. Przekonywali, że nie można czekać dwa, trzy miesiące, aż po wyborach ukonstytuuje się nowy gabinet. Zdaniem przedstawicieli czeskich władz samorządowych zawarcie porozumienia z Polską jest ważniejsze od późniejszych sporów przed europejskimi sądami.

Przed Anną Moskwą jest zbudowanie czysto ludzkich relacji z kilkoma uczestnikami sporu. Zasadne wydaje się pilne spotkanie ze stroną czeską, aktualizacja protokołu rozbieżności, właściwe odczytanie możliwości negocjacyjnych w trudnym dla Czech czasie politycznej zmiany. Ale w tym samym czasie pani minister musi wysłać sygnał w stronę struktur związkowych w Polsce. Z ich strony płynęły do mediów słowa dezaprobaty dla stylu negocjacji Michała Kurtyki. To będzie trudne zadanie, bo związkowcy zgłosili nawet aspiracje zastąpienia poprzedniego ministra w rozmowach z Czechami. Wypracowanie kredytu zaufania u związkowców, przed panią minister sprawdzian z szybkiego budowania relacji. Na pewno przyda się tu biznesowe doświadczenie Anny Moskwy. 

Wydaje się, że w dobrym tonie w momencie rozpoczęcie pracy w ministerstwie byłoby po prostu odwiedzenie Bogatyni. Spotkanie z samorządem, radnymi, rozmowy z mieszkańcami. Opini publiczna będzie skrupulatnie wyłapywać działania dające podstawy do nadziei, że wraz z pojawieniem się pani minister faktycznie w sprawie Turowa zaczęły się nowe działania. 

Po drugie, ustawa 10 H i odblokowanie inwestycji

Wiceminister klimatu i środowiska Ireneusz Zyska kilkukrotnie deklarował, że projekt ustawy ma trafić do Sejmu jeszcze w tym roku. Tymczasem konkretów nadal brak. Jak wiemy nad projektem pracuje Ministerstwo Rozwoju i Technologii ale budując swoją pozycję w rządzie Anna Moskwa powinna skutecznie zmienić priorytet tej wyczekiwanej przez rynek regulacji. Może być to sprawdzian współpracy dwóch ministerstw, każde przecież funkcjonuje w innej korelacji politycznej. Ustawa 10 H powoli znika z debaty publicznej, branża po licznych zapowiedziach teraz ma prawo oczekiwać od pani minister stanowczego poparcia dla przyśpieszenia prac legislacyjnych. 

Przypomnijmy. Na zmianę przepisów ustawy 10H czekają państwowe spółki energetyczne, które posiadają zarówno odpowiednie środki, jak i możliwości inwestycyjne w odnawialne źródła energii. Nowelizacja ustawy odległościowej to jedno z najpilniejszych działań w zakresie rozwoju energetyki, jakie powinny podjąć polskie władze. Modyfikacja przepisów umożliwi przeprowadzenie szybkich i sprawnych inwestycji w OZE, które obecnie stanowią najtańsze źródło produkcji energii elektrycznej. 

O pilne procedowanie ustawy upomina się również Ogólnopolskie Porozumienie Organizacji Samorządowych. Obecne przepisy mocno hamują rozwój energetyki wiatrowej ze szkodą dla samorządów i inwestorów. Obecnie obowiązujące przepisy ustawy 10H zatrzymały na różnych etapach projekty lądowych farm wiatrowych o łącznej mocy około 4,1 GW, które pozwoliłyby na zaopatrzenie w zieloną energię blisko 5 - 5,5 mln polskich gospodarstw domowych. Dla lokalnych samorządów przyrost mocy wiatrowych oznacza dodatkowe wpływy z podatków oraz znaczące pobudzenie rynku pracy w branży energetycznej i pokrewnych m.in. transporcie, budownictwie. Gminy otrzymają szansę na wzrost lokalnego budżetu i inwestycje infrastrukturalne m.in. sieć kanalizacyjną czy drogi.

Po trzecie, dodatki dla odbiorcy wrażliwego

Według projektu ustawy, nowy system dodatków dla wrażliwych gospodarstw domowych uzupełnią niefinansowe mechanizmy wsparcia. Odbiorca wrażliwy energii elektrycznej/paliw gazowych będzie mógł złożyć do sprzedawcy energii/paliw gazowych wniosek dotyczący m.in.: zawarcia umowy ws. zaległych i bieżących należności lub świadczonej usługi obejmującej odroczenie terminu ich płatności, rozłożenia na raty, umorzenia lub odstąpienia od naliczania odsetek za nieterminową zapłatę, a także zawieszenia postępowania egzekucyjnego należności za energię elektryczną/paliwa gazowe lub świadczone usługi. 

Obowiązywać będzie również zakaz wstrzymania dostaw energii elektrycznej odbiorcy wrażliwemu, w okresie od 1 listopada do 31 marca oraz w soboty, w dni uznane ustawowo za wolne od pracy. Na przedsiębiorstwa energetyczne zostanie nałożony obowiązek poinformowania odbiorców o możliwym rozwiązaniu alternatywnym względem odłączenia prądu/gazu. 

Projekt ustawy po raz pierwszy definiuje w polskim prawodawstwie to zjawisko ubóstwa energetycznego.

Ubóstwo energetyczne oznacza sytuację, w której gospodarstwo domowe prowadzone przez jedną osobę lub przez kilka osób wspólnie w samodzielnym lokalu mieszkalnym lub w budynku, w którym nie jest wykonywana działalność gospodarcza związana z jego prowadzeniem, nie jest w stanie zapewnić sobie wystarczającego poziomu ciepła, chłodu, oświetlania i energii elektrycznej do zasilania urządzeń, w wyniku połączenia niskich dochodów, wysokich wydatków na cele energetyczne i niskiej efektywności energetycznej. 

Projekt został już skierowany pod obrady Komitetu Stałego Rady Ministrów, następnie trafi do rozpatrzenia przez Radę Ministrów, a potem zostanie przekazany do prac w parlamencie.

Gotowa regulacja może być w trakcie pierwszych 100 dni nowej pani minister pierwszym sukcesem do zaprezentowania opinii publicznej. Ale jednocześnie może być to spore wyzwanie dla służb komunikacyjnych resortu. Pojawić się bowiem mogą zarzuty zaopiekowania się tylko wybranymi grupami społecznymi, z pominięciem innych. Wymagać to będzie spójnych i precyzyjnych działań informacyjno-edukacyjnych.

Autor: Redakcja CIRE.PL
Port w Ustce może być bazą serwisową farm wiatrowych PGE

Przedstawiciele PGE, PGE Baltica oraz Miasta Ustka podpisali list intencyjny w sprawie możliwości utworzenia zaplecza serwisowego dla planowanych morskich farm wiatrowych w Porcie Morskim w Ustce.

Podpisy na dokumencie złożyli w usteckim magistracie prezes zarządu PGE Wojciech Dąbrowski, wiceprezes zarządu PGE Baltica Grzegorz Wysocki oraz burmistrz Ustki Jacek Maniszewski.

Dąbrowski podkreślił, że dla Polskiej Grupy Energetycznej, największego producenta energii elektrycznej w Polsce, lokalizacja portu serwisowego w Ustce jest „niezwykle ważna”.

Zaznaczył, że w odległości ok. 60 km od brzegu na Morzu Bałtyckim PGE wspólnie z duńskim partnerem firmą Orsted ma zamiar wybudować w 2026 r. farmę wiatrową o mocy 2,5 GW. „To będzie inwestycja, która będzie szalenie ważna nie tylko dla tego regionu Ustki, na czym szczególnie nam zależy, ale także dla całej polskiej gospodarki” – mówił podczas konferencji prasowej w Ustce prezes Dąbrowski.

 

Podkreślił, że w pierwszym etapie inwestycji PGE i Orsted mają zamiar wydać 40 mld zł. „Nie będziemy na morzu jedynym inwestorem, ale będziemy największym, przynajmniej w tym pierwszym etapie, w najbliższym 10-leciu” – ocenił.


Zaznaczył, że budowa morskich farm wiatrowych będzie jednym z kół zamachowych polskiej gospodarki. Dodał, że przewidywania są takie, iż biznes offshorowy przyniesie ok. 70 tys. nowych miejsc pracy, a także będzie narzędziem do osiągnięcia przez Polskę zeroemisyjności, którą rząd zadeklarował do 2050 r.

„Przede wszystkim zależy nam, aby na tym wielkim placu budowy, jakim będzie Morze Bałtyckie, skorzystało jak najwięcej polskich przedsiębiorców” – mówił prezes Dąbrowski, zapewniając, że celem PGE jest wsparcie polskiej gospodarki, polskich przedsiębiorców i przedsiębiorstw.


Zaznaczył, że PGE jest partnerem „wiarygodnym, lojalnym” i w miejscach, w których spółka jest obecna, „zawsze współpracujemy ze społecznościami lokalnymi, zawsze angażujemy się w działalność społeczną, nie tylko w te działania stricte biznesowe”.

Zadeklarował wsparcie dla Ustki w przedsięwzięciach miasta na rzecz jego rozwoju i rozwoju lokalnego biznesu. Na to liczył burmistrz Maniszewski. W jego ocenie, dzięki planowanej inwestycji „Ustka staje przed szansą na rozwój gospodarczy”.

Wiceprezes zarządu PGE Baltica podkreślił, że podpisując list intencyjny sygnatariusze realizują plan wykorzystania potencjału offshorowego w Polsce. „Dzisiaj zadeklarowaliśmy, że będziemy wspólnie chcieli zorganizować naszą bazę serwisową farm wiatrowych, będziemy operować tymi farmami wiatrowymi i z naszego punktu widzenia to jest sukces. Za ten sukces operacyjnie będzie odpowiadała PGE Baltica i deklarujemy, że z całą determinacją będziemy realizować powierzone nam zadania przez Grupę Kapitałową PGE” – mówił Wysocki. 

W działaniach Grupy PGE, w kontekście transformacji energetycznej Polski, widać bardzo dużą aktywność i konsekwencje w promowaniu i realizacji projektów z zakresu energetyki odnawialnej, a szczególnie – morskiej energetyki wiatrowej.

Poniżej, przedstawiamy Państwu skrót najważniejszych wydarzeń od końca 2018 r., w kontekście działań Grupy PGE, obejmujących ten obszar.  

W I kwartale 2022 nowa edycja programu "Mój prąd", w budżecie 1 mld zł

Nowa edycja programu umożliwi zastąpienie wirtualnego magazynu energii, jakim była dotychczas sieć elektroenergetyczna, magazynowaniem wytworzonej energii elektrycznej oraz ciepła i chłodu bezpośrednio u prosumenta 

"Planowana w I kwartale 2022 r. nowa odsłona programu priorytetowego Mój prąd 4.0 pozwoli na wykonanie kolejnego kroku w kierunku efektywnej, bezpiecznej energetyki rozproszonej, uwzględniającej inteligentne zarządzanie magazynowaniem oraz autokonsumpcją wytworzonej energii elektrycznej. Nowa edycja programu umożliwi również zastąpienie wirtualnego magazynu energii, jakim była dotychczas sieć elektroenergetyczna, magazynowaniem wytworzonej energii elektrycznej oraz ciepła i chłodu bezpośrednio u prosumenta" - wyjaśnia w piątkowym komunikacie ministerstwo.


Cytowany w informacji szef MKiŚ Michał Kurtyka podkreślił, że celem nowej odsłony programu "Mój prąd" będzie m.in. zwiększenie produkcji energii elektrycznej z mikroinstalacji fotowoltaicznych na terenie Polski, co spowoduje wzrost udziału OZE w miksie energetycznym.

Mój prąd 4.0 umożliwi także magazynowanie wyprodukowanej energii elektrycznej z instalacji fotowoltaicznych oraz magazynowanie ciepła/chłodu. Zwiększona zostanie też efektywność zarządzania wyprodukowaną energia elektryczną. Co istotne nowa odsłona programu pozwoli również na rozwój elektromobilności poprzez dofinansowywanie zakupu i montażu punktów ładowania samochodów elektrycznych" – wskazał minister.


Kurtyka dodał, że zakres programu zostanie rozszerzony o takie elementy jak: inteligentne systemy zarządzania energią w domu, punkty ładowania (ładowarki do samochodów elektrycznych), magazyny energii elektrycznej oraz magazyny ciepła i chłodu.

Polska proponuje wprowadzenie maksymalnej ceny uprawnień do emisji CO2, konkluzje po szczycie w Brukseli

Najważniejszą sprawą poruszaną na Szczycie Rady Europejskiej była kwestia gwałtownie rosnących cen energii. To zjawisko, które może znacząco obniżyć wzrost gospodarczy w Europie

Jak powiedział szef polskiego rządu w podcaście, "po pierwsze Unia powinna wprowadzić maksymalne stawki za emisję CO2, na jakiś czas przynajmniej", zdaniem Morawieckiego to one w dużej mierze napędzają inflację na rynkach energetycznych.

Po drugie, wspólnota powinna wycofać się z nowego systemy ETS dla budownictwa i transportu, bo po jego wprowadzeniu, ceny energii ponownie wystrzelą w górę, a to odczuje w swoich portfelach większoCO2ść mieszkańców Unii - tłumaczył premier.

Jeszcze w 2017-2018 roku płacono od 5 do maksymalnie 15 euro za tonę. Tymczasem obecnie ceny przekraczają 60 euro, a tylko w ciągu roku ceny poszły w górę o 100 procent. - To czysta spekulacja, na której zarabia garstka inwestorów, a na której tracą miliony rodzin i tysiące firm - podkreślił Morawiecki

Jak dodał, jedna z polskiej propozycji zakłada, aby państwa członkowskie zdefiniowały swoje minimalne poziomy produkcji energii elektrycznej, które pozwolą utrzymać bezpieczeństwo sieci przesyłowej.

Zbadamy możliwość utworzenia strategicznej rezerwy gazowej i wspólnych zakupów tego surowca - poinformowała w piątek przewodnicząca Komisji Ursula von der Leyen na konferencji prasowej po zakończeniu dwudniowego szczytu Rady Europejskiej w Brukseli.

"W krótkim okresie najważniejsze jest wsparcie najbardziej zagrożonych konsumentów i przedsiębiorstw. Państwa członkowskie już to robią. (...) W średnim i długim okresie będziemy pracować nad dodatkowymi środkami, żeby zwiększyć odporność i niezależność. Zgodziliśmy się zbadać możliwość utworzenia strategicznej rezerwy gazowej, wspólnych zakupów (...) i musimy przyspieszyć pracę nad interkonektorami" - mówiła von der Leyen, referując przebieg obrad poświęconych cenom energii.

"Równolegle przeprowadzimy ocenę działania rynku gazu i energii elektrycznej oraz rynku ETS. Jest oczywiste, że potrzebujemy więcej energii ze źródeł odnawialnych" - dodała.

Spór z Gazpromem

Śledztwo wobec Gazpromu i uwolnienie przez Komisję Europejską uprawnień do emisji CO2 w ramach Market Stability Reserve, to możliwe instrumenty reakcji KE na rosnące ceny energii elektrycznej i gazu - mówił w piątek premier Mateusz Morawiecki na konferencji prasowej po szczycie UE.

"Śledztwo wobec Gazpromu to bardzo dobry instrument, ponieważ identyfikacja praktyk monopolistycznych pozaprawnych, dyktat cenowy, szantaż gospodarczy, pozwoli w odpowiedni sposób gospodarczo zareagować" - powiedział premier.

Dodał, że innym instrumentem, który mógłby wpłynąć na ceny energii jest uwolnienie uprawnień trzymanych przez Komisję Europejską w ramach mechanizmu Market Stability Reserve.

"Poprzez uwolnienie zwiększyłaby się podaż uprawnień do emisji CO2 i dzięki temu możnaby było łatwiej zaspokoić popyt, a w związku z tym odwieczne prawo popytu i podaży zadziałałoby w taki sposób, że cena uprawnień do emisji CO2 zostałaby obniżona" - wyjaśnił.

Premier poinformował też, że Komisja Europejska i regulacje europejskie już zrobiły "coś dobrego" dla rynku gazu.

"Poprzez obronę trzeciego pakietu gazowego (...) zdemonopolizowały przedłużenie Nord Stream 2 w postaci Opal, który biegnie wzdłuż naszej zachodniej granicy, a to jest ruch idący w poprzek planom Gazpromu i Rosji i planom niemieckim również, można tak powiedzieć" - podkreślił szef rządu.

"Dobrze, że takie rozstrzygnięcia zapadły, ponieważ one pozwolą przynajmniej ograniczyć monopolistyczne zapędy Gazpromu" - podkreślił Mateusz Morawiecki.

Unijne plany redukcji emisji metanu w sektorze energii

Jeszcze w tym roku Komisja Europejska (KE) przedstawi projekt legislacji mającej na celu podwyższenie standardów monitorowania i raportowania emisji metanu oraz zapobiegania jego wyciekom. Choć w UE istnieje konsensus odnośnie do konieczności ograniczenia emisji tego drugiego po CO2 najbardziej szkodliwego gazu cieplarnianego, sposób realizacji założeń strategii metanowej KE i jej spodziewane koszty budzą niepokój przedsiębiorstw energetycznych, także polskich. KE będzie musiała rozważyć wdrożenie systemu rekompensat i zachęt łagodzących skutki proponowanych reform. Szczegóły w analizie Polskiego Instytutu Spraw Międzynarodowych.

Globalne ocieplenie jest konsekwencją uwalniania się do atmosfery gazów cieplarnianych, zwłaszcza dwutlenku węgla (CO2), ale przyczyniają się do niego także inne gazy – drugi pod względem szkodliwości jest metan (CH4). Jego emisje stanowią podwójne zagrożenie: zatrzymują ciepło w atmosferze oraz zwiększają zanieczyszczenie powietrza. Ograniczenie emisji metanu ma zatem duże znaczenie dla osiągnięcia globalnych celów klimatycznych i poprawy jakości zdrowia publicznego.

Emisje metanu w sektorze energii

Według szacunków Międzynarodowej Agencji Energetycznej (IEA) z emitowanych rocznie do atmosfery ok. 570 mln ton metanu 40% pochodzi ze źródeł naturalnych, a 60% jest wynikiem działalności człowieka. Za jedną czwartą emisji antropogenicznych odpowiada rolnictwo (m.in. produkcja zwierzęca i uprawa ryżu), tuż za nim znajduje się sektor energii obejmujący emisje z gazu naturalnego (45 mln t), węgla (39 mln t), ropy (39 mln t) i biopaliw (11 mln t). W energetyce do wycieków metanu dochodzi w zakładach produkujących i przetwarzających paliwa kopalne oraz w systemach przesyłowych i dystrybucyjnych. Część emisji pochodzących z eksploatacji paliw kopalnych wynika z awarii (np. nieszczelności instalacji) i jest przypadkowa, ale metan bywa także umyślnie wypuszczany do atmosfery, np. przy okazji uwalniania (venting) lub spalania (flaring) gazu, m.in. ze względów bezpieczeństwa. Rozproszenie emisji metanu w całym łańcuchu wartości sektora energii, a także wciąż ograniczone możliwości ich monitorowania sprawiają, że skala zjawiska nie jest jeszcze dokładnie znana.

Choć w UE jedynie ok. 19% antropogenicznych emisji metanu pochodzi z sektora energii (wobec 53% z rolnictwa i 26% z odpadów), to właśnie ten obszar został przez KE uznany za priorytetowy. Według jej danych w sektorze energii można ograniczyć emisje metanu w sposób najbardziej efektywny, ponosząc niskie lub bliskie zeru koszty netto. Metan, który nie wycieknie lub zostanie wychwycony w instalacjach energetycznych, może mieć wartość handlową, potencjalnie ograniczającą koszty koniecznych inwestycji.

Przyspieszenie redukcji emisji metanu w UE

W komunikacie dotyczącym Europejskiego Zielonego Ładu (EZŁ) z 11 grudnia 2019 r. KE podkreśliła, że zmniejszenie związanych z energią emisji metanu jest konieczne w kontekście planów dekarbonizacji gospodarki UE do 2050 r. W opublikowanej w 2020 r. ocenie skutków planu w zakresie celów klimatycznych Komisja zaznaczyła, że obecna polityka redukcji emisji innych niż CO2 doprowadzi w 2030 r. do zmniejszenia ilości emitowanego metanu o 29% w porównaniu do poziomów z 2005 r. By jednak zrealizować związany z „Fit for 55” cel redukcji emisji gazów cieplarnianych o 55% do 2030 r., konieczna jest do tego czasu redukcja emisji samego metanu o 35–37%. 14 października 2020 r. KE przedstawiła więc i poddała pod dyskusję strategię na rzecz redukcji jego emisji. Dokument przewiduje szereg inicjatyw międzysektorowych oraz działań dla poszczególnych sektorów, zwłaszcza energii, koniecznych do osiągnięcia nowych celów klimatycznych.

Wśród działań przekrojowych są m.in. ujednolicenie ram sprawozdawczych kwestii emisji metanu i stosowanie najwyższych standardów raportowania Ramowej Konwencji Narodów Zjednoczonych w Sprawie Zmian Klimatu (UNFCCC), utworzenie międzynarodowego niezależnego obserwatorium emisji metanu oraz ulepszenie satelitarnego nadzoru nad emisjami. Konieczna jest także nowelizacja istniejących regulacji związanych z emisjami, m.in. systemu handlu uprawnieniami do emisji (ETS), rozporządzenia w sprawie wspólnego wysiłku redukcyjnego (RES) czy dyrektywy w sprawie emisji przemysłowych. Wiele z tych działań rewizyjnych ma nastąpić do końca 2021 r.

Przedsięwzięcia w sektorze energii mają dotyczyć całego łańcucha dostaw ropy, gazu (w tym LNG i biometanu) oraz węgla. W oczekiwaniu na przygotowanie legislacji zobowiązującej przedsiębiorstwa energetyczne do podjęcia wysiłków na rzecz redukcji emisji (np. pomiarów, raportowania i weryfikacji – MRV, usprawnienia wykrywania nieszczelności i naprawy – LDAR), KE zachęca je do dobrowolnych działań. W strategii jest mowa m.in. o wdrożeniu w całym sektorze, także w obszarze wydobycia węgla i w zamkniętych już kopalniach, ram pomiaru i raportowania emisji metanu, które zostały opracowane przez Partnerstwo w zakresie metanu w sektorze ropy naftowej i gazu (OGMP, inicjatywa powstała na Szczycie Klimatycznym ONZ w Nowym Jorku w 2014 r., zrzesza największe firmy sektora ropy i gazu).

Ważnym aspektem strategii jest współpraca międzynarodowa. Mimo że UE bezpośrednio przyczynia się tylko do 5% globalnych emisji metanu, jako importer paliw kopalnych odpowiada za 3–8 razy więcej emisji tzw. zewnętrznych, związanych z produkcją i transportem surowców. W związku z tym KE ma zamiar m.in. prowadzić działania dyplomatyczne na rzecz przystąpienia eksporterów paliw do OGMP, współpracować z krajami takimi jak USA i Meksyk, w których rozwinięta jest legislacja metanowa oraz dążyć do globalnego podwyższania standardów raportowania emisji metanu.

Wyzwania dla unijnych planów

Państwa członkowskie UE zgadzają się co do konieczności redukcji emisji metanu w sektorze energii, tym bardziej że gaz ziemny, którego jest on głównym składnikiem, w wielu z nich będzie tzw. paliwem przejściowym na drodze do dekarbonizacji. Jednak lobbyści odnawialnych źródeł energii (OZE) argumentują, że lepiej jest od razu eliminować wykorzystanie paliw kopalnych, niż stosować półśrodki. Postulat ten jest niemożliwy do zrealizowania przy obecnych uwarunkowaniach technologicznych związanych z niestabilnością OZE. Wielu aktywistów klimatycznych nawołuje do włączenia do przyszłej legislacji metanowej także sektora petrochemicznego i producentów plastiku, ze względu na silnie emisyjną działalność. Inna grupa sceptyków wobec działań KE podkreśla, że nierealne jest osiągnięcie planowanych do 2030 r. redukcji emisji metanu ze względu na długi proces legislacyjny w UE, który sprawi, że nowe regulacje zostaną wdrożone nie wcześniej niż w 2023–2024 r. Z przeprowadzonych konsultacji wynika, że sama podstawa prawna unijnych regulacji metanowych – art. 194 TFUE (dot. energetycznej polityki Unii) – jest kwestionowana i sugerowane jest jej rozszerzenie także na art. 192 TFUE (dot. ochrony środowiska naturalnego). Podważana jest także m.in. wybrana przez KE najbardziej wymagająca metodologia mierzenia emisji oraz zdolność UE do prowadzenia dyplomacji metanowej wśród eksporterów surowców energetycznych (np. Rosji). Największe obawy co do nowych regulacji mają jednak europejscy przedsiębiorcy, w tym polskie PGNiG, Gaz-System czy JSW. Wskazują oni, że spodziewane koszty podwyższenia standardów MRV i LDAR przez KE są niedoszacowane i będą dla nich dużym obciążeniem.

Perspektywy

Bez dobrej woli i zachęt dla poszczególnych krajów i przedsiębiorstw energetycznych ograniczenie emisji metanu w UE będzie niewystarczające do osiągnięcia unijnych celów klimatycznych. Nowe regulacje szczególnie uderzą w polski sektor energii, zwłaszcza w kopalnie węgla, uznawane za jedno z największych źródeł emisji metanu w UE. W sektorze już obciążonym m.in. wysokimi kosztami emisji CO2 dodatkowe zobowiązania mogą przełożyć się na wzrost cen energii dla odbiorców końcowych, a nawet doprowadzić do upadłości części spółek. Konieczne jest zatem wzmożenie starań, by KE przewidziała odpowiednie mechanizmy wsparcia kopalń (m.in. dotacje na innowacje w zakresie produkcji energii z metanu kopalnianego), tak długo jak ich funkcjonowanie będzie niezbędne do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego Polski.

Ze względu na to, że europejskie regulacje mają docelowo obejmować emisje z paliw kopalnych konsumowanych i importowanych do UE, dobrą motywacją do współdziałania interesariuszy w sektorze może okazać się zbliżająca się konferencja klimatyczna COP26. Mając to na uwadze, prezydent USA Joe Biden oraz przewodnicząca KE Ursula von der Leyen zadeklarowali w oświadczeniu z 18 września br. chęć zbudowania w Glasgow globalnej koalicji na rzecz redukcji emisji metanu.

Polski Instytut Spraw Międzynarodowych
Polemika z artykułem „Repolonizacja energetyki wychodzi nam bokiem. Przepłacone aktywa węglowe i brak adwokata w Unii”

Na stronie businessinsider.com w dniu 25 września 2021 opublikowany został artykuł autorstwa Pana Redaktora Jacka Frączyka pt. „Repolonizacja energetyki wychodzi nam bokiem. Przepłacone aktywa węglowe i brak adwokata w Unii”, zawierający między innymi, tezę, jakoby prognozy Agencji Rynku Energii S.A. (dalej ARE S.A.) w zakresie cen uprawnień do emisji CO2 z 2016 r. zostały niedoszacowane i wpłynęły na niewłaściwe decyzje inwestycyjne zarządów państwowych spółek energetycznych. Agencja Rynku Energii polemizuje z tezami Autora.

ARE SA nie ma zamiaru odnosić się do głównej tezy artykułu mówiącej  o rzekomo nietrafionych inwestycjach w aktywa węglowe – jest to subiektywna ocena autora, do której jako dziennikarz ma zarezerwowane prawo. My te kwestie pozostawiamy do oceny uprawnionym  do tego organom nadzorczym i akcjonariuszom. Głos autora, jest z pewnością ważnym głosem w dyskusji, traktującej o kierunkach rozwoju energetyki, uwzględniających krajowe i unijne uwarunkowania. Nie ulega też wątpliwości, że aspekt ekonomiczny jest bardzo ważny przy podejmowaniu decyzji inwestycyjnych, ale co warto przypomnieć, nie zawsze jest on decydujący. Zarządy spółek muszą przeanalizować znacznie szersze spectrum czynników, w tym np.: związanych  z bezpieczeństwem energetycznym, realizowaną strategią przedsiębiorstwa, czy też utrzymaniem miejsc pracy w danym regionie.

Wracając do meritum, analiza do której odwołuje się Autor, została przygotowana przez  ARE S.A. na zlecenie Departamentu Energetyki Jądrowej (dalej DEJ) Ministerstwa Energii w grudniu 2016 r. Projekcje cen uprawnień do emisji CO2 przyjęte do obliczeń nie zostały opracowane przez ARE S.A., ponieważ Agencja bazuje w tym zakresie na projekcjach przygotowywanych przez wyspecjalizowane jednostki badawcze. Zastosowane podejście zostało opisane w raporcie: 

„Projekcje cen uprawnień do emisji  CO2 (EUA) wyznaczono w sposób ekspercki, na podstawie długoterminowej prognozy Międzynarodowej Agencji Energii oraz najnowszych krótko- i długoterminowych prognoz prezentowanych przez ośrodki takie jak: Thomson Reuters, KfW Bankengruppe  oraz Carbon Pulse. Prognozy te zgodnie zakładają, że obecne niskie ceny uprawnień, spowodowane m.in. dekoniunkturą gospodarczą i w konsekwencji nadpodażą certyfikatów, nie odzwierciedlają przyszłych tendencji na rynku i do 2030 r. nastąpi istotny wzrost cen EUA. Powodem rewizji w górę przewidywań odnośnie przyszłych poziomów cen uprawnień do emisji CO2, są ustalenia szczytu unijnego z dnia 23-24 października 2014 r. w Brukseli, na którym nakreślono ambitną ścieżkę dekarbonizacji europejskiej gospodarki, oznaczającą w perspektywie 2030 r. redukcję emisji CO2 o 40% na poziomie UE w odniesieniu do roku 1990. Zakłada się, że rosnący trend cen uprawnień do emisji CO2 będzie utrzymany i po 2030 r. biorąc pod uwagę bardzo prawdopodobne dalsze zaostrzanie celów redukcji emisji w perspektywie 2050 r.”

Opracowane i przyjęte w analizie projekcje cen uprawnień do emisji CO2 przedstawiono w Tab. 1. Prognozy zaprezentowano w cenach stałych z 2015. Ceny bieżące (uwzględniające inflację) są wyższe. 


Warto tutaj przypomnieć, że w okresie w którym przygotowywana była analiza, ceny uprawnień do emisji CO2 kształtowały się na poziomie ok. 7 EUR/t. Okazuje się, że nawet dla takiej instytucji jak MAE, czy specjalizujących się w tym aspekcie ośrodkach badawczych, przewidzenie tak znaczącego wzrostu z jakim mamy do czynienia obecnie było niemożliwe.

Dziś już wiemy, że za obecnymi wzrostami cen, poza czynnikami fundamentalnymi, jak ogłoszony i przyjęty przez UE cel osiągnięcia neutralności klimatycznej do 2050 r., w dużym stopniu kryją się spekulacje na rynkach  instrumentów finansowych, dokonywane przez światowe fundusze inwestycyjne, głównie hedgingowe. Instytucje te upatrzyły sobie w ostatnim czasie europejski rynek uprawnień do emisji CO2, jako miejsce do w miarę bezpiecznego lokowania swoich instrumentów pochodnych, opartych głównie na prognozowanym wzroście cen CO2.

Obecną sytuację na rynku uprawnień  dodatkowo napędzają duże ilości świeżo dodrukowanego pieniądza.

Dodruk pieniądza odpowiada za wykreowanie baniek spekulacyjnych na wielu surowcach i aktywach. Dodatkowo, w tym samym okresie Komisja Europejska zadecydowała także o podwyższeniu celu redukcyjnego na 2030 r. z 40% założonego w analizie do 50%. W tym przypadku wystąpił czynnik polityczny również trudny do przewidzenia, aczkolwiek jak wspomniano w raporcie, dalsze zaostrzanie polityki klimatycznej było już z tamtej perspektywy bardzo prawdopodobne. Co będzie się działo w przyszłości z cenami uprawnień tego tak naprawdę nie wie nikt. Obecnie większość ośrodków prognozuje dalsze spektakularne wzrosty. Tymczasem nietrudno sobie wyobrazić nadejście kolejnego kryzysu, spowodowanego np. rosnącą inflacją, który doprowadzi do pęknięcia baniek spekulacyjnych, w tym tej występującej na rynku uprawnień do emisji CO2.

ARE cały czas utrzymuje swoje stanowisko, że ceny uprawnień będą rosły w długim terminie, ale nie będzie to wzrost ekspotencjalny, jak wielu teraz sądzi, ponieważ zbyt duży wzrost paradoksalnie mógłby hamować transformację energetyczną i negatywnie wpływać na rozwój gospodarczy. Będziemy mieli natomiast do czynienia z pewnymi cyklami, których trend będzie rosnący.

Co ciekawe, pomimo że obecne ceny uprawnień do emisji CO2 znacznie odbiegają od założonych w analizie na 2020 r. główne wnioski mają zgoła odmienny, od prezentowanego w artykule Pana Redaktora Frączyka, wydźwięk. Mianowicie, praca ta wykazała konieczność budowy nowych bezemisyjnych źródeł energii elektrycznej, charakteryzujących się stabilnością generacji, które w bilansie energetycznym będą odgrywały niezwykle ważną rolę. Chodzi głównie o elektrownie jądrowe, które w naszym miksie energetycznym mogłyby stanowić nie tylko źródło stabilnych dostaw energii, ale również ograniczać emisję gazów cieplarnianych. W żadnym z wniosków omawianej analizy nie rekomenduje się budowy czy inwestycji w elektrownie węglowe.

Wręcz przeciwnie: 

„Wyniki analiz wskazują (Rys. 2), że technologie jądrowe wytwarzania energii elektrycznej uruchamiane ok. 2030 r. są konkurencyjne wobec innych, nawet najtańszych źródeł klasycznych pracujących w podstawie obciążenia systemu, przy koszcie uprawnień do emisji CO2 powyżej 35 €’2015/tCO2. Konkurencyjność źródeł jądrowych rośnie w latach późniejszych ze względu na przewidywany wzrost cen paliw organicznych i opłat za uprawnienia do emisji CO2.”

I dalej: 

„Konieczność wypełnienia przez nasz kraj wymogów w zakresie redukcji emisji CO2, ograniczone możliwości wykorzystania odnawialnych źródeł energii oraz małe prawdopodobieństwo zastosowania instalacji CCS na skalę przemysłową (koszty, względy techniczne) powodują, że na dzień dzisiejszy, energetyka jądrowa wydaje się być rozwiązaniem uzasadnionym technicznie i ekonomicznie. Jest ona opcją najtańszą spośród tych, które zapewniają jednocześnie największy poziom stabilności dostaw i kosztów energii elektrycznej oraz redukcję emisji gazów cieplarnianych.”

Pan Frączyk pisze też w swoim artykule, że „z analizy wynikało, że inwestycja w elektrownie węglowe uruchamiane w 2020 r. to był jeden z najbardziej efektywnych wyborów”, posiłkując się zapewne rysunkiem, który  zamieszczamy poniżej. 



Widać na nim, że przy cenie 20 EUR/t cztery technologie uważane za konwencjonalne (el. na węgiel kamienny, węgiel brunatny, gaz ziemny i jądrowe pracujące w podstawie obciążenia, charakteryzują się zbliżonymi wartościami wskaźnika LCOE (ang. Levelized Cost of Electricity). Ale w pracy wyraźnie podkreślono w wielu miejscach, że prognozy uprawnień do emisji CO2 są obarczone dużą niepewnością i należy podchodzić do nich z dużą rezerwą. Zwracano na to uwagę wielokrotnie  w raporcie:

„Oszacowania LCOE są bardzo wrażliwe na zmianę podstawowych danych i założeń przyjętych w obliczeniach, w szczególności kosztów inwestycyjnych, kosztów paliw i pozwoleń do emisji CO2, kosztów utrzymania i eksploatacji, profilu operacyjnego, współczynniku obciążenia oraz stóp dyskontowych. Dlatego też niniejszy raport zawiera analizę wrażliwości pozwalającą przechwycić niektóre z tych niepewności poprzez zastosowanie zakresów wartości wokół kluczowych danych/założeń.”

„Ze względu na znaczną niepewność co do przyszłych cen uprawnień do emisji CO2, w analizie wrażliwości rozpatrzono warianty znacznego odchylenia wartości tych uprawnień zarówno w dół jak i w górę od przedstawionego scenariusza referencyjnego.”


W pracy/raporcie zamieszczono szczegółową analizę wrażliwości, która wskazuje na znaczne ryzyko wzrostu kosztów wytwarzania w jednostkach węglowych pod wpływem wzrostu cen uprawnień do emisji CO2.

Pan Frączek pisze również, że „OZE wciąż w wyliczeniach były mniej konkurencyjne, choć wiatraki lądowe doganiały elektrownie na węgiel kamienny.” Z tym, że wiatraki pełnią zupełnie inną funkcję niż elektrownie cieplne, stąd porównywanie tych znacząco różniących się technologii nie ma najmniejszego sensu. Celem pracy było wskazanie najtańszej opcji zapewniającej stabilne dostawy energii elektrycznej. 

Metoda LCOE pozwala na porównanie różnych technologii, przy czym porównanie to pozwala ocenić jedynie koszt budowy i eksploatacji. LCOE nie uwzględnia zarówno zmienności dziennego i sezonowego zapotrzebowania na energię elektryczną w regionie, w którym rozważany jest nowy projekt, jak i charakterystyki istniejącej floty wytwórczej, do której zostaną dodane nowe moce. Ponadto metoda LCOE nie zapewnia również wglądu w wyniki finansowe konkretnego projektu na wszystkich etapach jego życia i w efekcie LCOE nie jest wystarczającym wskaźnikiem określającym ostatecznie rentowność lub konkurencyjność projektu. Inwestorzy bazują na analizie znacznie większej liczby parametrów jako danych wejściowych w procesie podejmowania decyzji, takich jak np. wartość bieżąca netto (NPV), wewnętrzna stopa zwrotu (IRR), marże itp. Ponadto uśrednione szacunki kosztów są w dużym stopniu uzależnione od bazowych danych i zastosowanych założeń dla różnych parametrów kosztów. 

Uśrednione jednostkowe koszty wytwarzania energii elektrycznej (LCOE) odpowiadają kosztowi inwestora przy założeniu pewności kosztów produkcji i stabilności ceny energii elektrycznej. Co do zasady, metoda LCOE wykorzystywana jest przez decydentów do analizy instrumentów wsparcia  np. taryf gwarantowanych, kontraktów różnicowych.

Innymi słowy, na podstawie analizy LCOE nie mogą być podejmowane ostateczne decyzje inwestycyjne. Wyniki porównań kosztów wytwarzania energii elektrycznej z zastosowaniem metody LCOE stanowią jedynie wstęp do dalszych pogłębionych analiz.


Agencja Rynku Energii
Zawarto porozumienie sektorowe na rzecz rozwoju gospodarki wodorowej w Polsce

Przedstawiciele administracji rządowej, środowiska przedsiębiorców, nauki oraz jednostek otoczenia biznesu podpisali "Porozumienie sektorowe na rzecz rozwoju gospodarki wodorowej w Polsce"

"Polska jest aktywnie zaangażowana w proces tworzenia łańcucha wartości niskoemisyjnych technologii wodorowych. Jesteśmy piątym na świecie i trzecim w Unii Europejskiej producentem wodoru. To zarówno wyzwanie związane z dekarbonizacją tej produkcji, jak i szansa rozwojowa. Posiadamy odpowiednie zaplecze przemysłowe, ale co równie ważne - setki wykwalifikowanych osób, które są gotowe do pracy w tym sektorze" - powiedział minister klimatu i środowiska Michał Kurtyka.

Zwrócił uwagę, że Polska jako pierwsze państwo w Unii Europejskiej, po ogłoszeniu w lipcu 2020 r. przez Komisję Europejską "Strategii Wodorowej dla neutralnie klimatycznie Europy", zawiera porozumienie sektorowe dot. rozwoju gospodarki wodorowej.

"Do porozumienia przystąpi dziś 138 podmiotów, reprezentujących różne sektory gospodarki, w których produkcja, przesył, magazynowanie i zastosowanie wodoru będzie odgrywać w przyszłości istotne znacznie. W szczególności, mowa o transporcie, energetyce, ciepłownictwie i przemyśle" - dodał wiceminister klimatu i środowiska Ireneusz Zyska.

W porozumieniu został zapisany polski wkład ("local content") w łańcuchu realizacji zamówień na potrzeby budowy gospodarki wodorowej na poziomie nie niższym niż 50% łącznej wartości w roku 2030 r. Wartość dodana dla polskiej gospodarki z tytułu osiągnięcia tego wskaźnika szacowana jest w wysokości od 343 do 870 mln euro.

"W porozumieniu ujęte zostały propozycje działań skoncentrowanych na budowie rynku od strony popytowej oraz stworzenia odpowiednich regulacji prawnych i otoczenia instytucjonalnego. Co szczególnie istotne, nasze porozumienie sektorowe wpisuje się politykę Unii Europejskiej w obszarze gospodarki wodorowej" - zaznaczył Zyska.

Zawarcie porozumienia jest kontynuacją procesu, który rozpoczął się 7 lipca 2020 r. podpisaniem "Listu intencyjnego o ustanowieniu partnerstwa na rzecz budowy gospodarki wodorowej i zawarcia sektorowego porozumienia wodorowego", przypomniano.