mec. Marcin Trupkiewicz | mec. Michał Tarka ekspert ds. regulacji prawnych| dyrektor generalny, Polska Organizacja Biometanu © Prawa zastrzeżone
W 2023 r. przeprowadzono trzy poziomy istotnych dla branży biometanu zmian. Po pierwsze, nowelizacja ustawy o odnawialnych źródłach energii, a w niej definicja biometanu czy wprowadzenie instrumentu wsparcia w postaci ceny gwarantowanej. Wysoko oceniamy sam jej poziom (gwarancję 545 zł/MWh dla biogazu rolniczego poniżej 1MW), absolutnie uzasadniający realizację inwestycji. Sam fakt, że taryfa obejmuje 20 lat i będzie rewaloryzowana o inflację, stosownie do aktualnych rekomendacji KE, jest również pozytywem. Kolejna kwestia to wprowadzenie gwarancji pochodzenia dla biometanu. Ten instrument wzmocni zarówno producentów (o sprzedaż tego typu gwarancji), jak i potencjalnych klientów – w tym przemysł – z pewnością liczący na możliwość wykazania się zielonym charakterem zużywanego paliwa. Ten pierwszy krok będzie wymagał zmian ze względu na dyrektywę RED III, obowiązującą od ub.r., ale postawiono go we właściwym kierunku.
Drugi poziom regulacji to tzw. „pakiet dla biogazu” Głośny, choć fasadowy pod kątem zasięgu oddziaływania. Zakłada ułatwienia wyłącznie dla małych instalacji, dedykowane indywidualnym rolnikom, zawężając również przepisy dotyczące produkcji nawozów z biogazowni. Z perspektywy posiadaczy gros już funkcjonujących biogazowni, zrzeszonych w POB, nie spowodują one istotnego zwiększenia inwestycji w biogaz czy biometan.
Klasy gleb a inwestycje w biometan
Trzeci poziom to reforma dotycząca planowania i zagospodarowania przestrzeni, która objęła swoim zakresem wszystkie źródła OZE, bez rozróżniania ich specyfiki. Choć celem zmian, polegających na ograniczeniu możliwości dewelopowania nowych projektów w oparciu o warunki zabudowy na rzecz ogólnych planów gminnych, było doprowadzenie do limitacji projektów farm fotowoltaicznych – w szczególności na glebach IV klasy – doprowadziło to do znacznego ograniczenia rozwoju również projektów biogazowych. Obecnie nie jest możliwe realizowanie projektów powyżej 1 MW na glebach o klasach wyższych niż V i VI. A tak niskie klasy są stosunkowo rzadkie. Większe projekty biogazowe (powyżej 1 MW) muszą zatem przechodzić o ok. 2 lata dłuższą formułę deweloperską (w zestawieniu z uchwaleniem planu miejscowego). Dla dążeń do zmniejszenia jednostkowego kosztu produkcji biometanu, dzięki inwestycji w większą instalację, pole działania jest ograniczone. A warto zauważyć, że większe instalacje to mniej kosztowny system pomocy publicznej i realna perspektywa wytwarzania biometanu (dla małych instalacji doczyszczanie biogazu nie jest tak atrakcyjne finansowo). Biometanownie pozwalają produkować paliwo gazowe lub transportowe (bio-CNG, bio-LNG), a to nadaje im dużą wartość z perspektywy gospodarki. Dochodzimy do realizacji celów OZE w takich kategoriach jak transport, ciepłownictwo i przemysł energochłonny transformujący się z węgla na gaz (który potem musi się stać zielony, a wodór nie jest tak bliską perspektywą).
Pole do derogacji
Mało restrykcyjne zasady reglamentacji tego rodzaju działalności gospodarczej (brak koncesji), stanowią z pewnością zachętę dla inwestorów. Obecnie wymagany jest jedynie wpis do działalności regulowanej (głównie bazujący na oświadczeniach sporządzanych przez przedsiębiorców), co bardzo przyspiesza rozpoczęcie działalności. Porządkując, kompetencje organów regulacyjnych podzielono w oparciu o substraty. Te związane z branżą rolną podlegają kompetencji Dyrektora Krajowego Ośrodka Wsparcia Rolnictwa. Z kolei inne niż rolnicze – nadzorowi Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.
Pewne sfery uruchomienia rynku biometanowego zatem zafunkcjonowały, jednak wsparciem nie zostały objęte większe instalacje, czy takie które będą transportowały biometan w innej formie niż wprowadzając go do sieci. To istotna różnica między dwoma ww. instrumentami. Wytwórcy bio-LNG czy bio-CNG mogą starać się o gwarancję pochodzenia i sprzedawać „zielone paliwo” np. do przemysłu, ale nie mogą już liczyć na system wsparcia premii gwarantowanej i dopłat do rynkowych cen gazu. To istotny deficyt, także w kontekście przyłączeń do sieci gazowej. Jego załatanie rozwiązałoby problem dostaw paliwa w miejscach, gdzie mimo społecznej akceptacji dla inwestycji, brakuje przyłącza do sieci gazowej.
Jeśli chodzi o element deweloperski, ważna jest również kwestia integracji instalacji z sieciami gazowymi. Jesienią 2022 r. uchwalono rozporządzenie o szczegółowych warunkach funkcjonowania systemu gazowego, dostrzegające specyfikę instalacji biometanowych, które miałyby się przyłączać do sieci gazowej, dostarczając nieco inne paliwo niż to, które jest w sieci. Powiększyło ono katalog parametrów jakościowych paliwa, które może być zatłaczane do sieci. Badania rozszerzono o elementy pojawiające się w biometanie, czyli m.in. tlen i wodór. Poziomy czystości biometanu zmuszają inwestorów, by maksymalnie doczyścić biometan. Tu widzimy pole do derogacji, ze względu na to, jakie parametry fizyko-chemiczne są brane pod uwagę w innych krajach europejskich.
Czytaj też: Bądźmy efektywni i bezpieczni. Polska, UE i Ukraina ze wspólnymi celami
Identyfikujemy też inną barierę dotyczącą integracji. Jest nią ciepło spalania. Praktyka operatorów de facto uniemożliwia zatłaczanie nawet 100% czystości biometanu do sieci tam, gdzie spalanie paliwa gazowego jest określone na poziom powyżej 40 MJ/m3 (ciepło spalania czystego metanu jest niższe). Idąc zagranicznym tropem, można kondycjonować paliwo dodając propan, ale tu pojawia się pytanie: „kto i na którym etapie miałby kondycjonować biometan?”. Dodanie go przed stacją redukcyjno-pomiarową to ryzyko podważenia czystości paliwa odnawialneg. A z drugiej strony – operatorzy gazowi nie są gotowi zaangażować się w podnoszenie kaloryczności gazu. Od strony prawnej potrzebne byłoby przesądzenie, kto jest odpowiedzialny za podnoszenie kaloryczności (ciepło spalania) i zwiększenie marginesu odchyleń co do ciepła spalania.
Potencjalny obszar do regulacji to zapewnienie taryfy, która z jednej strony dawałaby sieciom zachętę do przesyłania biometanu, ale z drugiej pozwoliła inwestorom na zmniejszenie kosztów przyłączeń, które dziś dotyczą w 100% inwestora.
mec. Marcin Trupkiewicz, mec. Michał Tarka
