IV. Nowe trendy w energetyce
2. Digitalizacja w energetyce
19 https://www.gramwzielone.pl/energia-wiatrowa/107382/rzad- przyjal-przepisy-o-bezpieczenstwie-morskich-farm-wiatrowych
20 https://www.gov.pl/web/klimat/podpisano-porozumienie- sektorowe-na-rzecz-rozwoju-morskiej-energetyki-wiatrowej -w-polsce
21 https://en.wikipedia.org/wiki/Data_hub
Rys. 9. Prognoza mocy zainstalowanej w fotowoltaice w Polsce do 2030 roku.
Źródło: Instytutu Energetyki Odnawialnej (IEO).
Trend / Technologia Wnioski dla branży energetycznej
IIOT – Przemysłowy Internet rzeczy (ang. Industrial
Internet of Things)
Sieć sensorów rozmieszczonych w infrastrukturze umożliwiających monitoring i zarządzanie np.
przesyłem i magazynowaniem energii. Jest to element niezbędny do wprowadzenia kolejnych ulepszeń, np. automatycznego sterowania przesyłem z użyciem AI lub oferowania nowych produktów i usług.
AI – Sztuczna inteligencja (ang. Artificial Intelligence) optymalizująca przesył
i dystrybucję energii
Tworzenie rozwiązań automatycznego zarządzania energią w systemie energetycznym, reagujących w czasie rzeczywistym na zmianę otoczenia. System bazujący na danych z sensorów IIOT, urządzeń odbiorców końcowych (IOT), danych dot. pogody i ich prognoz, produkcji OZE, magazynowania i zużycia energii, optymalizujący pracę systemu elektroenergetycznego i jego bilansowanie.
Sieci smart grid
Inteligentne cyfrowe rozwiązania umożliwiające zarządzanie siecią przy wsparciu np. Demand Side Response (DSR) pozwoli na reagowanie na zmianę popytu i podaży w czasie rzeczywistym i autonomiczne reagowanie w sterowaniu dystrybucją energii (wykorzystanie AI zarządzającego przesyłem). Rozwiązania takie mogą stanowić punkt wyjścia dla nowych usług (np. agregatorzy, klastry, spółdzielnie).
Cyfrowe modele sieci i instalacji – Digital twin
Digital twin to cyfrowe środowisko do analiz pod kątem nowych oraz istniejących inwestycji czy implementacji modeli decyzyjnych, pozwalający przewidywać pracę instalacji oraz skutki zastosowanych zmian przed wprowadzeniem ich wdrożeń.
Wirtualne elektrownie (Virtual Power Plant)
Rozwiązania integrujące wiele rozproszonych źródeł wytwarzania i magazynowania energii w celu zarządzenia integralnym systemem sprzedaży, dystrybucji i produkcji.
Do optymalnego wykorzystania potencjału wskazane może być wykorzystanie technologii 5G do komunikacji z odległymi źródłami, chmury obliczeniowej jako optymalnego narzędzia przetwarzania i analizy danych.
VR/AR – Rzeczywistość wirtualna/rozszerzona rzeczywistość (Virtual Reality/
Augmented Reality)
Zastosowanie technologii AR może wspomóc branże przy okazji wykonywania prac instalacyjnych czy konserwacyjnych na instalacjach (poprzez np. filmy sferyczne – widok 360 stopni), natomiast VR może wspomóc służby BHP w przeprowadzeniu szkoleń na wirtualnej wersji instalacji (np. OZE).
Smart home/smart cities/
klastry energetyczne
Lokalne sieci energetyczne, optymalizujące przesył i zużycie energii w obrębie danej wspólnoty energetycznej. Kierunek rozwoju będący konsekwencją idei smart grid oraz trendów w rozwoju rynku energetycznego.
Blockchain Technologia umożliwia zabezpieczanie i automatyzację transakcji w obrębie sieci energetycznej.
Bezpieczeństwo technologii umożliwia np. sprzedaż energii elektrycznej między prosumentami oraz oznaczania w łańcuchu danych źródeł wytwórczych pochodzenia energii.
Wirtualne giełdy energii Cyfrowe platformy umożliwiające konsumentom zakup energii według ich własnych preferencji, takich jak: okres trwania zawartego kontraktu, emisyjność źródła wytworzenia, cena.
Chmura obliczeniowa
Wykorzystanie chmury obliczeniowej do zarządzania infrastrukturą w modelu on-line oraz w oparciu o skalowane zasoby obliczeniowe do: predykcji awarii, prognozowania zużycia i zapotrzebowania, prognozowania cen surowców, popytu i podaży czy analityki z wykorzystaniem AI.
DataHub Centrum danych, zbiór danych z wielu źródeł zorganizowanych w celu ich dystrybucji i udostępniania. Model architektury strumienia danych ma postać koncentratora i szprychy21 (np. CSIRE).
Globalna polityka klimatyczna wywiera realny wpływ na trans-formację sektora i stymuluje właściwe postawy konsumenckie.
Transformacja energetyczna oparta na dekarbonizacji systemu realnie zmienia schemat jego funkcjonowania z systemu zde-centralizowanego na rozproszony oraz z jednokierunkowych
przepływów energii na dwukierunkowe (sieć pasywna vs sieć aktywna). Zmiana modelu, a także narastające zapotrzebo-wanie na energię niesie ze sobą duże wyzwania, które mogą zostać podjęte poprzez technologie cyfrowe, których przykła-dowe zastosowania w energetyce zaprezentowano w tabeli.
Tabela 4. Przegląd technologii cyfrowych możliwych do zastosowania w energetyce.
Źródło: OTransformacja 2050 – Przyszłość cyfryzacji w energetyce https://transformacja2050.pl/project/cyfryzacja-w-energetyce-analiza.
Pojawiające się w systemie elektroenergetycznym nowe ele-menty, takie jak magazyny energii czy rozproszone źródła OZE, ale również nowe potrzeby rynkowe związane np. z roz-budową rynku e-mobility, stanowią realne wyzwania związane ze stabilną pracą KSE. Z jednej strony technologie sprzyjają i „stymulują” rynek energetyczny, z drugiej strony działania takie stwarzają wyzwania wymagające aktywnego podejścia do zachodzących zmian. Tradycyjny liniowy model
funkcjono-wania produktów rynku energetycznego w sposób ewolucyjny zmienia swój charakter na wieloelementowy model wzajem-nych relacji, powiązań i oddziaływania między sobą. To z kolei niesie potrzeby związane z zarządzaniem majątkiem siecio-wym i wytwórczym. W tym aspekcie technologia cyfrowa daje duże możliwości rozwiązywania problemów oraz wpływu na stabilizację pracy KSE.
Rys. 10. Zmiana modelu europejskiego systemu energetycznego.
Rys. 11. Porównanie konwencjonalnej sieci energetycznej i sieci inteligentnej (Smart Grid).
Źródło: EU strategy on energy system integration.
Źródło: Opracowanie PKN ORLEN.
Smart Grid, czyli inteligentna sieć staje się koniecznością.
Smart Power Grid oznacza integrację sieci elektroenerge-tycznych z sieciami IT w celu poprawy efektywności ener-getycznej, aktywizacji odbiorców, poprawy konkurencji,
zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego i łatwiejszego przyłączania odnawialnych źródeł energii (OZE) [65]. Porów-nanie konwencjonalnej sieci energetycznej i sieci inteligentnej (Smart Grid) przedstawiono na poniższym rysunku.
Tabela 5. Instalacje LZO w systemach OSD (stan na grudzień 2021 roku).
OSD
Liczba wymienionych liczników (mln szt.)
Udział w ogólnej liczbie liczników danego OSD
Energa-Operator 1,540 48%
Tauron Dystrybucja 0,820 14%
PGE Dystrybucja 0,460 8,3%
Enea Operator 0,156 7%
Stoen Operator 0,130 12%
Podstawę do tworzenia takiego systemu stanowią liczniki zdal-nego odczytu (LZO) – inteligentne liczniki, których wymiana w KSE zaplanowana jest na podstawie nowelizacji Prawa energetycznego tzw. ustawy licznikowej (patrz wcześniejsze rozdziały Raportu). Liczniki zdalnego odczytu posiadają wie-le funkcji, które w postaci cyfrowych komunikatów trafiają do operatora. Podstawową ich zaletą jest samodzielna wysyłka danych o zużyciu energii elektrycznej, co sprawia, że nie są wy-magane wizyty inkasenta. Nowe liczniki w sposób
automatycz-ny wysyłają także informacje o awarii, co umożliwia szybsze jej usunięcie. Zapis parametrów pobieranej energii pozwala generować faktyczne profile odbiorcy, a w efekcie ułatwia do-bór właściwych i najlepszych ekonomicznie taryf oraz wspiera zarządzanie odbiornikami energii i ograniczenie jej zużycia.
Liczbę instalacji LZO w systemach OSD (stan na grudzień 2021 roku) przedstawiono poniżej w tabeli.
O faktycznych zaletach zmiany związanej z inteligentnymi licznikami zadecydują rozwiązania technologiczne przetwa-rzające dane pochodzące z sieci. Ze strony operatorów mó-wimy tu o systemach zbierających i agregujących dane oraz oprogramowaniu wykorzystywanym do ich analityki. Dzięki zastosowaniu sztucznej inteligencji i uczeniu maszynowemu można spodziewać się poprawy funkcjonowania sieci oraz jej sprawniejszej obsługi w zakresie technicznym czy bilansowym.
Algorytmy przewidujące produkcję źródeł OZE oraz zapotrze-bowanie odbiorców są w stanie zarządzać bilansami sieci z wykorzystaniem magazynów czy rozwiązań typu DSR. Do-datkowo rozbudowany system opomiarowania wraz z odpo-wiednim oprogramowaniem pozwala budować jej modele cyfrowe – digital twin. Takie odzwierciedlenie świata rzeczy-wistego w cyfrowym środowisku umożliwia prowadzenie roz-maitych testów, analiz weryfikujących wpływ proponowanej zmiany na rzeczywiste środowisko.
Po drugiej stronie systemu znajduje się rynek z jego uczest-nikami, w tym odbiorcami końcowymi. Z tej perspektywy zna-czącą rolę w jego cyfryzacji będzie odgrywał Centralny System Informacji Rynku Energii (CSIRE). Powołany do jego budowy Operator Informacji Rynku Energii (OIRE), którego zadania realizują PSE SA, jest odpowiedzialny za utworzenie i
nadzo-rowanie tego DataHubu, który zapewni dostęp do wybranych informacji uczestników rynku energii22, takich jak:
• informacje o punktach poboru energii (PPE) oraz punktach pomiarowych;
• dane pomiarowe na potrzeby realizacji procesów rynku energii;
• informacje o sprzedawcach energii elektrycznej działających na obszarze poszczególnych OSD;
• informacje o sprzedawcach z urzędu, sprzedawcach rezer-wowych i sprzedawcach zobowiązanych, działających na ob-szarze poszczególnych OSD;
• informacje o umowach sprzedaży energii elektrycznej lub umowach kompleksowych zawartych przez sprzedawców energii elektrycznej z poszczególnymi odbiorcami;
22 Art. 11zb PE szczegółowo określa wykaz informacji rynku energii przekazywanych do CSIRE.
Źródło: https://wysokienapiecie.pl.
• informacje o sprzedawcach energii elektrycznej, punktach poboru energii jednostek wytwórczych oraz podmiotach odpowiedzialnych za ich bilansowanie handlowe;
• inne informacje w celu realizacji procesów rynku energii.
W efekcie można oczekiwać wielu korzyści, w tym:
• ułatwienia i skrócenia czasu realizacji procesów rynku ener-gii, m.in. zmiany sprzedawcy;
• obniżenie kosztów funkcjonowania rynku energii elektrycz-nej oraz obniżenie bariery wejścia na rynek dzięki ogranicze-niu liczby interfejsów i utworzeogranicze-niu jednego punktu dostępu do informacji rynku energii;
• umożliwienie rozwoju nowych usług poprzez ułatwienie dostępu do informacji rynku energii, w tym profili pomiaro-wych zużycia i produkcji energii elektrycznej;
• poprawa efektywności wykorzystania zasobów KSE, m.in.
poprzez lepsze dopasowanie zużycia energii do jej produk-cji, w szczególności z OZE;
• poprawa jakości danych pomiarowych dzięki zastosowaniu jednolitych standardów i benchmarków jakościowych23.
Nowy model wymiany informacji na rynku energii po urucho-mieniu CSiRE przedstawiono na poniższym rysunku.
Źródło: PSE.
Rys. 12. Zmiana przepływu informacji związana z uruchomieniem CSiRE.
Pomimo że planowany termin uruchomienia procesów na rynku energii za pośrednictwem CSIRE został wyznaczo-ny na lipiec 2024 roku, rynek już teraz oferuje odbiorcom końcowym rozwiązania cyfrowe spełniające oczekiwania w zakresie dostępu do danych i obsługi w kanałach elektro-nicznych. Dostępne są aplikacje na urządzenia przenośne, np.: eLicznik, Mój Licznik, rozwiązania typu mBOK/eBOK.
Oferta produktowa dedykowana profesjonalnym odbior-com z wysoką wiedzą o rynku energetycznym daje możli-wości użytkowania biznesowych platform handlu energią, na których sami decydują o momencie zakupu energii czy wolumenie.
Produkcja energii elektrycznej na własne potrzeby, zarów-no przez prosumentów, jak i biznes w sposób naturalny ro-dzi potrzeby związane z zarządzaniem bilansami i własnym
zapotrzebowaniem oraz lokowaniem nadwyżek na rynku.
Zestawienie CSIRE, zastosowania w sieci magazynów ener-gii, nowych usług energetycznych, powstania wspólnot energetycznych, klastrów energii i innych nowych elemen-tów energetyki, jak e-mobility oraz wzrost świadomości środowiskowej, stwarzają naturalną arenę dla wykorzy-stania nowych technologii, takich jak np. blockchain. „Łań-cuch bloków” pozwala w bezpieczny i wiarygodny sposób np. „tokenizować” energię elektryczną, czyli w mechani-zmach elektronicznych oznaczać źródło pochodzenia każ-dej jednostki energii wprowadzonej do sieci elektroenerge-tycznej. W efekcie odbiorca końcowy jest poinformowany o źródle pochodzenia energii lub śladzie węglowym, jaki pozostawia źródło produkcyjne.
23 https://www.pse.pl/oire/informacje-ogolne
Źródło: Opracowanie PKN ORLEN.
Rys. 13. Model Virtual Power Plant.
Tak „oznakowana” energia staje się produktem elektronicz-nym, której obrót jest możliwy na rynkach cyfrowych w me-chanizmach podobnych do tych wykorzystywanych w handlu kryptowalutami. Technologia ta już obecnie jest szeroko wyko-rzystywana do zabezpieczania realizowanych transakcji
han-dlowych czy zawieranych umów.
Narzędzia uczenia maszynowego oraz analizy big data, danych dotyczących prognoz pogody, dostępnej mocy i wielu innych danych tworzą cyfrowe modele systemów DSR oraz podsta-wy do działania wirtualnych elektrowni – Virtual Power Plant (VPP).
Wirtualne elektrownie łączące zdecentralizowane jednostki wytwórcze w sieci elektroenergetycznej, są skoordynowane i zarządzane przez wspólny system jak jednolity organizm.
Jednostkami wytwórczymi mogą być elektrownie biogazowe, wiatrowe, fotowoltaiczne, kogeneracyjne, hydroelektrownie, prosumenci, magazyny energii elektrycznej oraz układy gazowo-
-parowe. Celem VPP jest wspólne zarządzanie popytem i po-dażą energii elektrycznej i umożliwienie wytwórcom energii lub agregatorom źródeł wytwórczych sprzedaż nadwyżek wyprodukowanej energii innym użytkownikom KSE dokładnie w momencie, gdy będą oni tego potrzebować.
W opanowaniu tak dużej dynamiki rynku i ilości danych po-mocna okazuje się technologia chmury obliczeniowej. Wyko-rzystanie jej jest trendem biznesowym, ale i udogodnieniem w funkcjonowaniu przedsiębiorstw. Należy wskazać, iż
obec-nie część przedstawicieli branży energetycznej dokonało transformacji cyfrowej i funkcjonuje, wykorzystując chmurę.
Dynamika zarządzania dostępem do mocy obliczeniowych oraz zasobów pojemnościowych jest bardzo duża i wspiera Tabela 6. Przykłady VPP na niemieckim rynku w 2020 roku.
Dostawca Udział w
rynku VPP Opis
Statkraft 22% 9,9 GW zainstalowanej mocy wytwórczej:
• 93% energii wiatrowej, 6% PV, 1% energii wodnej.
• Około 100 MW mocy dyspozycyjnej.
Next
Kraftwerke 13%
5,8 GW zainstalowanej mocy wytwórczej:
• 9% energii wiatrowej, 61% PV, 27% bioenergii, 2% CHP.
• Około 1,68 MW mocy dyspozycyjnej.
E.ON 10%
4,5 GW zainstalowanej mocy wytwórczej:
• 63% energii wiatrowej, 32% PV, 4% bioenergii, 1% energii wodnej.
• Około 225 MW mocy dyspozycyjnej.
Źródło: Opracowanie PKN ORLEN na podstawie Digitalisation of Energy Flexibility, Komisja Europejska, ENTEC Energy Transition Expertise Centre, 2022.
szybkie decyzje biznesowe bez konieczności ponoszenia zna-czących nakładów finansowych. Innym walorem chmury obli-czeniowej jest możliwość redukcji śladu węglowego związane-go z budową i wykorzystaniem infrastruktury informatycznej (ponad 95% przy zastosowaniu zasilania w postaci OZE).
Zmiany technologiczne niosą za sobą także ryzyka i obawy.
Główną obawą związaną z rozwiązaniami chmurowymi jest bezpieczeństwo danych. Jednak brak wykorzystania najnow-szych technologii w obecnym modelu funkcjonowania rynku może spowodować, że firmy, które nie zdecydują się na ten krok, mogą nie wykorzystać cennego czasu na transformację swoich modelów zarządzania organizacją, skutkiem czego bę-dzie dużo mniejsza konkurencyjność w stosunku do pozosta-łych graczy z branży.
Nowoczesne technologie w zestawieniu z oczekiwaną potrze-bą zmian cyfrowych sektora energetyki, w tym budową CSIRE jako DataHub, pozwalają prognozować rozwój branży w kie-runku digitalizacji procesów biznesowych i pogłębionej cyfry-zacji rozwiązań już dziś funkcjonujących. Można spodziewać się również inwestycji w nowe rozwiązania cyfrowe uspraw-niające zarówno poszczególne przedsiębiorstwa oraz rynek energetyczny w ujęciu globalnym.
W ostatnim czasie zaobserwowano znaczący wzrost zainte-resowania technologią małych reaktorów modułowych SMR (ang. Small Modular Reactor) zarówno w Polsce, jak i na świecie.
Technologia jądrowa, łącząc zalety źródeł konwencjonalnych i OZE, może wnieść istotny wkład w osiągnięcie celów klima-tycznych zdefiniowanych w ramach polityki Unii Europejskiej oraz zwiększyć bezpieczeństwo energetyczne Polski.
Rok 2021 obfitował w deklaracje polskich firm dotyczące pla-nów budowy reaktorów SMR w przyszłości, nawet w horyzon-cie bieżącej dekady. PKN ORLEN podpisał umowę inwesty-cyjną z Synthos Green Energy zakładającą powstanie spółki zajmującej się rozwojem technologii SMR w oparciu o reaktor BWRX-300 firmy GE Hitachi, a KGHM zawarło porozumienie z amerykańską firmą NuScale. Aktywne były również ZE PAK, Tauron, Ciech i Grupa Azoty. Planowane jednostki SMR będą mogły zasilać Krajowy System Elektroenergetyczny (KSE), a także, z uwagi na charakter działalności przedsiębiorstw, które planują inwestycje, służyć zaspokojeniu ich potrzeb wła-snych na energię elektryczną i ciepło. Zdecydowane działania liderów polskiego przemysłu pokazują, że rozwój technologii
SMR jest przyszłością na drodze do neutralności klimatycznej i może być filarem bezpieczeństwa energetycznego. Projekty budowy tego typu jednostek miałyby być rozwijane równole-gle do Programu polskiej energetyki jądrowej [64], w ramach którego mają powstać dwie klasyczne elektrownie jądrowe o łącznej mocy 6–9 GWe.
Termin SMR – małe reaktory modułowe – obejmuje urządze-nia o mocy poniżej 300 Mwe charakteryzujące się modułową, wystandaryzowaną konstrukcją, składającą się w większości z prefabrykowanych elementów. Technologia ta pomimo bra-ku komercyjnego wdrożenia nie jest technologią nową i w dużej mierze bazuje na dobrze znanych zminiaturyzowanych rozwią-zaniach stosowanych w klasycznych reaktorach jądrowych (w zakresie generacji III/III+), wykorzystując ich zalety, jednocze-śnie eliminując wady. Zwrot w kierunku technologii SMR sta-nowi swoistą odpowiedź branży na problemy, jakie wystąpiły w ostatnim czasie w trakcie realizacji projektów jądrowych, tj.
znaczące przekroczenia budżetów i harmonogramów budowy.
Dodatkowo modułowa konstrukcja pozwala na stosunkowo ła-twą rozbudowę o kolejne jednostki, umożliwiając osiągnięcie efektu skali. Początki SMR sięgają lat 60. poprzedniego wieku i są rozwijane przez wiele firm z całego świata (m.in. GE Hi-tachi – USA/Japonia, NuScale – USA, EDF/Framatome – Fran-cja, Rolls Royce – Wielka Brytania, Terrestial Energy – Kanada, KEPCO – Korea Południowa). SMR to połączenie dyspozycyj-ności, sterowaldyspozycyj-ności, długowieczności i zeroemisyjności kla-sycznych bloków jądrowych z ograniczeniem kosztów i czasu budowy, a dzięki niewielkiemu terenowi pod zabudowę, mo-dułowości i mniejszej ilości wymaganego do pracy chłodziwa – znacznie zwiększonym wachlarzem wyboru lokalizacji.
Wdrożenie w Polsce reaktorów SMR nie znalazło się dotąd w żadnych strategicznych dokumentach rządowych dotyczą-cych polityki państwa. Niemniej jednak w opublikowanych 29 marca 2022 roku „Założeniach do aktualizacji Polityki Ener-getycznej Polski do 2040 r. (PEP2040)” [55] przyjęto, że w stra-tegii energetycznej znajdą się również reaktory modułowe, które docelowo mają być wykorzystywane do wytwarzania ciepła procesowego w przemyśle, a w ciepłownictwie mogą stanowić alternatywę dla jednostek konwencjonalnych, zasila-jących miejskie systemy ciepłownicze. Dodatkowo produkując również energię elektryczną, staną się kolejnym elementem dywersyfikacji struktury wytwarzania energii elektrycznej w Polsce, wzmacniając bezpieczeństwo energetyczne pań-stwa.
Mając w perspektywie dalszy rozwój tego typu technologii wytwórczych szczególnie istotne jest dostosowanie polskiego prawodawstwa w kierunku umożliwienia sprawnej realizacji in-westycji w reaktory modułowe. Możliwość sprawnej realizacji 3. Technologia małych modułowych reaktorów
jądrowych SMR
tego typu inwestycji może mieć kluczowe znaczenie w kom-pensowaniu i przeciwdziałaniu konsekwencjom ekonomicz-nym wynikającym z dynamicznej sytuacji geopolitycznej i ma-kroekonomicznej, jak chociażby silne wzrosty cen surowców spowodowane agresją rosyjską na Ukrainę. Pozwoli to również na wdrożenie celów, które mają znaleźć się w zrewidowanej zgodnie z zapowiedziami polskiego Rządu Polityce Energe-tycznej Polski.
Należy jednocześnie zaznaczyć, że reaktory modułowe, jak i co do zasady energetyka jądrowa, charakteryzują się zdecy-dowanie mniejszym kosztem bilansowania na poziomie sieci elektroenergetycznych niż inne bezemisyjne źródła wytwarza-nia. W obliczu rosnących cen surowców energetycznych oraz uprawnień do emisji CO2 inwestycje w stabilne, zeroemisyjne źródła energii, takie jak jednostki SMR, mogą w przyszłości przyczynić się do mniejszych wahań cen energii elektrycznej i większej ich przewidywalności z korzyścią dla odbiorców koń-cowych.
Strategie rozwoju na poziomie UE
Determinanty rozwoju rynku wodoru w UE to przede wszyst-kim wdrażanie aktualnej polityki klimatycznej – Europejskiego Zielonego Ładu (European Green Deal). Rolę w głównej mierze ma odgrywać tutaj rynek OZE, a zmiany w szeroko rozumianej energetyce mają doprowadzić do ograniczenia zużycia surow-ców przemysłowych w ramach gospodarki obiegu zamknięte-go, ograniczenie emisyjności transportu przez zastosowanie alternatywnych paliw oraz dekarbonizacja sektora gazowego przez zamianę na gazy niskoemisyjne. Istotne znaczenie ma również wprowadzanie dyrektywy RED II [6] w sprawie sto-sowania energii ze źródeł odnawialnych – wdrażanie systemy wsparcia dla OZE. Ważnym dokumentem jest ogłoszona przez Komisję Europejską „Strategia w zakresie wodoru na rzecz Eu-ropy neutralnej klimatycznie” [14]. Strategia ta wskazuje zwią-zek rozwoju OZE z upowszechnieniem wodoru w gospodarce, co finalnie doprowadzić ma do redukcji emisji gazów cieplar-nianych do 2030 roku o co najmniej 50–55%.
Polska Strategia Wodorowa do roku 2030 z perspektywą do 2040 roku
Z inicjatywy Ministerstwa Klimatu i Środowiska przedstawicie-le administracji, środowiska przedsiębiorców, nauki oraz jed-nostek otoczenia biznesu podpisali 14 października 2021 roku
w Warszawie „Porozumienie sektorowe na rzecz rozwoju go-spodarki wodorowej w Polsce”24. Zgodnie z jego treścią go-spodarka wodorowa jest rozumiana jako grupa technologii związanych z wytwarzaniem, przesyłem, magazynowaniem i wykorzystaniem wodoru w celu obniżenia emisyjności go-spodarki.
Polskie porozumienie wodorowe stanowi odpowiedź na glo-balne wyzwania związane z przeciwdziałaniem skutkom zmian klimatu i w swojej treści proponuje szereg rozwiązań wpisu-jących się w transformację polskiej energetyki. Istotny wpływ na kształt niniejszego Porozumienia ma polityka klimatyczno- -energetyczna UE ujęta w Europejskim Zielonym Ładzie. Przy-jęta w 2020 roku Strategia w zakresie wodoru na rzecz Europy neutralnej dla klimatu (Strategia Wodorowa UE) potwierdza dążenie do wzrostu udziału wodoru w miksie energetycznym UE z obecnych 2% do 14% w terminie do 2050 roku.
W dniu 7 grudnia 2021 r. w Monitorze Polskim opublikowana została także pełna wersja „Polskiej Strategii Wodorowej do roku 2030 z perspektywą do roku 2040” (PSW)25. Strategia wodorowa wyznacza m.in. następujące cele do 2030 roku:
• zainstalowana moc instalacji do produkcji niskoemisyjnego wodoru: 50 MW do 2025 roku i 2 GW do 2030 roku;
• liczba stacji wodoru: min. 32 do 2025 roku;
• stworzenie Ekosystemu Innowacji Dolin Wodorowych (5 Dolin Wodorowych);
• opracowanie w latach 2022 i 2023 legislacyjnego pakietu wodorowego – przepisów określających szczegóły funkcjo-nowania rynku, implementujących prawo UE w tym zakresie oraz wdrażających system zachęt do produkcji niskoemisyj-nego wodoru;
• łącznie w okresie 2021–2030 niezbędne nakłady inwesty-cyjne związane z wdrażaniem technologii wodorowych w transporcie publicznym wraz z niezbędną infrastrukturą
• łącznie w okresie 2021–2030 niezbędne nakłady inwesty-cyjne związane z wdrażaniem technologii wodorowych w transporcie publicznym wraz z niezbędną infrastrukturą