Biometan – nowe otwarcie dla biznesu i dekarbonizacji w Polsce

© Sergey

23 października 2023 r. odbyło się I Forum Polskiej Organizacji Biometanu w ramach Europejskiego Tygodnia Biometanu. Wydarzenie było organizowane pod patronatem medialnym Teraz Środowisko. W trakcie wydarzenia przedstawiciele branży podsumowali dotychczas wprowadzone regulacje. Zastanawiali się również nad kolejnymi krokami i kierunkami rozwoju branży biometanu w Polsce.

Biometan a gwarancje pochodzenia

Kacper Sędek, ekspert Towarowej Giełdy Energii opowiedział o istocie gwarancji pochodzenia oraz przedstawił obecny status prac nad gwarancjami dla biometanu. Gwarancje pochodzenia są instrumentem, mającym na celu ujawnienie końcowemu odbiorcy źródła, z którego pochodzi kupowana przez niego energia. Status członka Rejestru Gwarancji Pochodzenia (RGP) posiada obecnie 2258 podmiotów (stan na dzień 11.10.2023).

W związku z transpozycją dyrektywy RED II w nowelizacji ustawy o OZE z 17 sierpnia br. pojawiły się zapisy dotyczące nowych nośników energii – biometanu, ciepła i chłodu oraz wodoru odnawialnego. TGE prowadzi rozmowy z Ministerstwem Klimatu i Środowiska (MKIŚ) oraz Urzędem Regulacji Energetyki (URE) w celu rozszerzenia RGP o powyższe nośniki energii, ze szczególnym uwzględnieniem biometanu. Odbyły się już pierwsze spotkania w celu jak najszybszego dostosowania systemu do najnowszego typu gwarancji pochodzenia. Sędek dodał, że zgodnie z najnowszymi regulacjami dla gwarancji pochodzenia wydłużony zostanie okres ich ważności do 18 miesięcy od daty zakończenia produkcji. Od 1 stycznia 2024 r. wnioskować można o gwarancje na 6 miesięcy wstecz, a nie na 12 miesięcy, jak było do tej pory.

Ku końcowi zbliżają się prace odnośnie wprowadzenia do RGP funkcji, takich jak hurtowe umarzanie gwarancji pochodzenia, elektroniczny dostęp do certyfikatów czy możliwość zapisywania danych odbiorców końcowych.

Biometan – szansa dla producentów paliw

O transformacji branży LPG oraz perspektywach rozwoju bioLPG oraz eteru dimetylowego (DME) mówił Bartosz Kwiatkowski, dyrektor generalny w Polskiej Organizacji Gazu Płynnego. Rynek w Polsce w 2022 r. skonsumował 2495 tys. ton LPG. Około 20% LPG jest produkowane w Polsce, reszta wolumenu jest importowana. LPG w większości jest wykorzystywany na cele komunalne na obszarach wiejskich, czyli tam, gdzie nie ma systemu sieciowego. Jest też ważny w rolnictwie, gdzie wykorzystuje się go do osuszania zbiorów.

BioLPG to powszechniej znany biopropan, natomiast DME to eter dimetylowy (C2H60). Ten ostatni znalazł się w centrum uwagi branży ze względu na plany, by do 2050 r. zdekarbonizować sektor gazowy, a przede wszystkim – rynek paliw. Obecnie DME jest wykorzystywany jak gaz nośny w aerozolach oraz jako czynnik chłodniczy, ale jeszcze nie jako paliwo. Potencjał produkcji DME jest największy w Azji (471-820 mln ton). W Europie wynosi 358-454 mln ton. Branża pokłada w nim największe nadzieje w zakresie osiągnięcia celów dekarbonizacji. Eter dimetylowi można wykorzystywać jako biokomponent dla LPG. Istnieje także możliwość zasilania ze 100-procentowym udziałem DME silników diesla.

W przypadku bioLPG do jego produkcji można wykorzystać bardzo podobne surowce pochodzenia rolnego oraz odpadowego np. olej rzepakowy czy odpady z przetwórstwa spożywczego. Dziś produkuje się go przeważnie za pomocą fermentacji (etanol). Produkt otrzymywany jest w procesie konwersji katalitycznej etanolu. Swoimi właściwościami w pełni odpowiada komercyjnej, dostępnej na rynku mieszance LPG. W Polsce funkcjonuje tylko jeden zakład produkcji bioLPG - Ekobenz pod Bełchatowem.

Europa Środkowo-Wschodnia goni Zachód

Petr Kalina, ekspert ds. handlu biometanem w Renewable Energy Europe porównał rynki biometanu regionu Europy Środkowo-Wschodniej. Z danych organizacji wynika, że najwięcej biogazowni znajduje się w Czechach (573), natomiast potencjał produkcji biogazu sięga 6832 GWh. Na drugim miejscu jest Polska (346 biogazowni) z potencjałem 3407 GWh. Na trzecim miejscu uplasowała się Słowacja (111) z potencjałem 810 GWh, na czwartym Ukraina, gdzie dotychczas pojawiły się 83 biogazownie, natomiast potencjał produkcji wynosi 1366 GWh. Dla porównania na terenie UE w sumie jest ok. 19 000 biogazowni z potencjałem produkcji biogazu na poziomie 196 000 GWh.

Coraz częściej pojawiają się też biometanownie. W Czechach jest ich już siedem (3 w budowie), na Słowacji i Ukrainie – po 2 (4 w budowie), w Polsce takich jednostek jeszcze nie ma. W całej UE jest w sumie 1350 biometanowni.

W kontekście rynku paliw stacji CNG w Unii Europejskiej jest ich w sumie 4200. Najwięcej znajduje się w Ukrainie (300). Na kolejnych miejscach znalazły się Czechy (230), Polska (25) oraz Słowacja (19).

Ukraina ma duży potencjał rozwoju rynku biogazu i biometanu ze względu na dobrze rozwiniętą infrastrukturę gazową. Pojawia się tam jednak problem niedoboru produkcji biopaliw. Potencjał rozwoju omawianego rynku w Europie dają przepisy dotyczące m.in. branży morskiej i planów dekarbonizacji tego sektora. Celem jest ograniczenie konsumpcji paliw tradycyjnych, co może przełożyć się na rosnący popyt na zielone gazy.

Regulacje to dopiero początek

Dr Lech Wojciechowski, kierownik zespołu badań i strategii w DUON Energy Services opowiedział o rozwoju rynku biogazu i biometanu z punktu widzenia biznesowego. Duon jest prywatnym dystrybutorem gazu ziemnego, specjalizującym się w dystrybucji skroplonego gazu ziemnego (LNG). Posiada też ponad 800 km sieci gazowych. Powiedział, że czynnikami zmian na rynku energii i gazu w Polsce i Europy były dotychczas czynniki regulacyjne, takie jak RED II (RED III i RED IV), które zakładają zwiększenie udziału OZE w miksie energetycznym oraz redukcję emisji w gospodarce Europy. - Polska ma dużo do nadrobienia, gdyż w UE zaczynają się już prace nad RED IV. Kolejny element to taksonomia i ESG, czyli raportowanie pozafinansowe dla wszystkich przedsiębiorców na horyzoncie. Ostatni element o REPowerEU, który zakłada zwiększenie udział biometanu w europejskich sieciach do poziomu 35 mld m3 – wyliczał Wojciechowski.

Duon chce zarówno pozostać na rynku gazu ziemnego i wykorzystywać istniejącą już infrastrukturę, jak i pozostać aktywnym graczem na rynku zielonych gazów (dystrybucja i obrót). - Biometan w sieciach to naturalne rozwiązanie dla wszystkich dystrybutorów gazu ziemnego. Z kolei bioLNG – tu mamy wszelkie kompetencje do bycia znaczącym aktorem na rynku. Trzymamy rękę na pulsie, związanym z wodorem – powiedział Wojciechowski.

Dlaczego w Polsce biometan nie jest zatłaczany do sieci? Problemem są przede wszystkim czynniki techniczne (chłonności sieci dystrybucyjnych, sezonowość oraz jakość gazu). Kolejny element to niepewność regulacyjna. Tu Wojciechowski wymienił, że istnieje wiele rozporządzeń systemowych i taryfowych, ale też ustawa o OZE oraz o biokomponentach i biopaliwach płynnych. Z nich „część jest zmieniona, część nie”. Kolejne aspekty to czynniki biznesowe jako kluczowy obszar, tj. przychody dystrybutorów. Operatorzy obecnie nie mają żadnego interesu, by przyłączać biometanownie do sieci. - Dystrybutorzy muszą zarabiać na dystrybucji biometanu. Biznes idzie za pieniędzmi – podkreślił ekspert.

W jego ocenie powinna pojawić się taryfa dystrybucyjna dla biometanu. Inwestycje zwiększające chłonności systemów sieciowych mogą być wliczane do taryfy dystrybucyjnej. Potrzebne są wirtualne punkty rozliczeniowe na styku sieci o różnych ciśnieniach oraz wsparcie dla dystrybutorów na zwiększenie chłonności sieci (inwestycyjne i operacyjne). Dr Wojciechowski powiedział, że w programie FENIKS przeznaczono na to środki finansowe, ale nie są one wystarczające. Jako idealny przykład rozwoju rynku biometanu opisał Danię, gdzie 40% gazu w sieci to biometan.

Ekspert przedstawił też uwarunkowania możliwości zatłaczania biometanu do systemu sieciowego. Jego zdaniem niezbędna jest przede wszystkim chłonna sieć z przyłączonymi przynajmniej kilkoma zakładami produkcyjnymi, pobierającymi gaz w tzw. „pasku”. Potrzebny jest też wirtualny punkt wejścia i wyjścia na granicy systemów, ale też certyfikat ISCC EU lub równoważny, posiadany przez biometanownię. Z kolei instalacja musi posiadać bufor magazynowy na przynajmniej 24 godziny. Konieczna jest też instalacja rewersyjna do wysokiego ciśnienia, pozwalająca na dowolne kształtowanie zatłaczania.

Firmy już od dawna przygotowują się do rozwoju rynku biometanu. Dla przykładu Duon przeprowadził już analizę chłonności sieci, dostępności substratów, lokalizacji oraz wstępnych kosztów inwestycji. Firma planuje w Polsce budowę trzech instalacji o łącznej wydajności 2500 m3 biometanu na godzinę, zatłaczający gaz do sieci. Obecnie posiada już wyznaczone lokalizacje, w których istnieje możliwość rozwoju biometanowni. W planie jest też sprzedaż biometanu sieciowego oraz rozwój transportu bioLNG.

Patrycja Rapacka
Redaktor