Robots
Cookies

Ustawienia cookies

Strona Teraz Środowisko wykorzystuje cookies. Część z nich jest niezbędna do funkcjonowania strony. Inne służą poprawianiu jakości naszych usług.
Więcej  ›
22.04.2024 22 kwietnia 2024

Planujemy działania, które wpłyną na wykorzystanie biometanu do celów transportowych

O tym, że zmiany z 2023 r. to dopiero pierwszy krok dla biometanu, czy FIP obejmie większe instalacje i o wykorzystaniu bioLNG i bioCNG w transporcie rozmawiamy z Miłoszem Motyką, wiceministrem klimatu i środowiska.

   Powrót       20 marca 2024       Energia   
Miłosz Motyka
Wiceminister Ministerstwa Klimatu i Środowiska

Teraz Środowisko: Dotychczasowa Polityka Energetyczna Polski do 2040 r. zakłada, że w 2030 r. osiągnięta zostanie zdolność transportu sieciami gazowymi mieszaniny zawierającej ok. 10% gazów zdekarbonizowanych. Czego brakuje, by spełnić to założenie w ciągu niespełna 6 lat?

Miłosz Motyka: Wartość ta została określona jako cel kierunkowy, który powinien motywować spółki zajmujące się przesyłem i dystrybucją gazu do podejmowania działań na rzecz weryfikowania i dostosowywania sieci do bezpiecznego transportu domieszek gazów odnawialnych i niskoemisyjnych, a w przypadku nowej infrastruktury - do budowy jej w taki sposób, aby była już wyjściowo przystosowana do transportu tych domieszek.

W przypadku biometanu nie dostrzega się istotnych ograniczeń w zakresie jego transportu. Tym samym cel, o którym mowa, nie wymaga podejmowania dodatkowych działań, w szczególności z punktu widzenia obowiązującej legislacji sektorowej. Inną kwestią jest transport sieciami gazowymi domieszek wodoru. W coraz większym stopniu dostrzegalna staje się tendencja rynkowa, zgodnie z którą bardziej prawdopodobnym rozwiązaniem na potrzeby rozwoju gospodarki wodorowej będzie budowa gazociągów do transportu 100% wodoru, niż masowe przystosowywanie istniejącego systemu gazowego do transportu domieszek wodoru.

TŚ: Zwiększenie udział biometanu w europejskich sieciach do poziomu 35 mld m3 to kierunek nadany przez REPowerEU. Czy w ramach aktualizacji PEP 2040 planowane jest zaostrzenie kursu?

MM: W ocenie resortu klimatu i środowiska niezbędne jest rozwijanie każdego z rodzajów odnawialnych źródeł energii, które może przyczynić się do uniezależnienia się Polski od zewnętrznych dostaw energii. W zakresie transformacji energetycznej priorytetem jest wsparcie modernizacji i rozbudowy sieci dystrybucyjnych oraz przesyłowych (w tym inteligentnych rozwiązań), różnych sposobów magazynowania energii, mechanizmów zarządzania popytem oraz zapewnienie wystarczalności mocy i elastyczności systemu, m.in. poprzez rozwój dyspozycyjnych elektrowni opartych o gazy zeroemisyjne, tj. wodór, biogaz, biometan, amoniak.

Należy robić to jednak z rozwagą, aby nie osiągnąć efektów przeciwnych do zamierzonych.

TŚ: Jakie echa wprowadzonej stawki rozliczenia biometanu wtłaczanego do sieci otrzymało MKiŚ? Czy rozważane jest wprowadzenie taryf dystrybucyjnych?

MM: Uważnie obserwujemy efekty wprowadzanych dotychczas rozwiązań. Wydaje się, że jest nieco zbyt wcześnie, by wyciągać szczegółowe wnioski. Niemniej, docierają do nas sygnały, z których wynika, że zawarte w rozporządzeniu ceny dla biometanu wytwarzanego z biogazu i z biogazu rolniczego zostały określone na odpowiednim poziomie.

Oczywiście zdajemy sobie sprawę z tego, że na rodzącym się rynku biometanu jest miejsce także dla większych obiektów, które zasługują na system wsparcia. Dlatego pracujemy nad stworzeniem mechanizmu aukcyjnego przeznaczonego dla biometanowni o mocach powyżej 1MW.

TŚ: Już 2023 r. był przełomowy pod kątem prawnym, m.in. wprowadzono definicję biometanu, wsparcie FiP nawet na 20 lat dla instalacji poniżej 1 MW, a także ustanowiono ceny referencyjne. Czy z Pana perspektywy potrzebne są dalsze kroki prawne? Czy większe instalacje mogą liczyć na włączenie do systemu FiP w tym roku?

MM: W ubiegłym roku stworzono podwaliny pod rozwój rynku biometanu w Polsce. Nie mam natomiast wątpliwości, że jest to dopiero pierwszy krok i bardzo wiele jest jeszcze do zrobienia, m.in. w kontekście uregulowania relacji pomiędzy wytwórcami biometanu a operatorami sieci gazowych. Jestem przekonany, że ten rynek będzie się dynamicznie rozwijał chociażby ze względu na konieczność zazieleniania branży transportowej, dla której możliwość wykorzystywania bioLNG lub bioCNG jest niezbędnym warunkiem do utrzymania odpowiedniego poziomu konkurencyjności na europejskim rynku. Dlatego planujemy działania, które wpłyną na wykorzystanie biometanu do celów transportowych. Ubolewam, że zapisów dotyczących wykorzystania biometanu do realizacji NCW nie udało się wprowadzić w poprzedniej kadencji Sejmu. To rozwiązanie jest niezwykle istotne w kontekście wykorzystania biometanu w sektorze transportu.

Bardzo zależy nam na tym, by wprowadzone w ostatnim czasie rozwiązania prawne znalazły praktyczne zastosowanie w gospodarce. Prowadzimy w tym zakresie intensywny dialog z organami administracji, które, podobnie jak sami wytwórcy biogazu, są bezpośrednimi adresatami nowych przepisów.

Czytaj też: Każda gmina ma potencjał produkcji biogazu

Jeśli natomiast chodzi o rozszerzenie obecnego systemu FIP o instalacje o łącznej mocy służącej do wytwarzania biometanu przeliczonej na moc zainstalowaną elektryczną większej niż 1MW, jednoznaczne stanowisko KE wskazuje, że nie jest to możliwe. Z tego powodu konieczne będzie wdrożenie odpowiadającego na potrzeby sektora systemu aukcyjnego dla tego rodzaju instalacji.

TŚ: Czy w Polsce powstanie mapa drogowa rozwoju biometanu? W krajach zachodnich impuls określający krajową ścieżkę wykorzystania biometanu (sieci gazowe, transport) wychodził od administracji. Jaka jest tutaj wizja MKiŚ? Czy biometan ma być wykorzystywany lokalnie, zazielenić sieci gazowe czy być filarem zielonego transportu? Czy MKiŚ weźmie na siebie ciężar odpowiedzialności za wytyczenie takiego kierunku? Jeśli nie – co o tym przesądza?

MM: O przyszłej znaczącej roli biometanu świadczy PEP 2040. W dokumencie tym wskazano potrzebę intensyfikacji działań mających na celu rozwój wykorzystania OZE, w tym biogazu i biometanu. Będzie to zatem ważny element czwartego filaru PEP, który wzmocni suwerenność energetyczną naszego kraju. W obliczu aktualnej sytuacji międzynarodowej, w tym kryzysu energetycznego wywołanego agresją Federacji Rosyjskiej na Ukrainę, ten obszar zyskuje zupełnie nowe znaczenie.

Podobnie jest w przypadku innego dokumentu strategicznego jakim jest KPEiK, którego zaktualizowana wersja została przekazana do Komisji Europejskiej 1 marca b.r. Dokument zawiera założenia dotyczące produkcji i konsumpcji OZE do roku 2030. Po uzupełnieniu obecnej wersji KPEiK o dodatkowy, bardziej ambitny scenariusz, dokument trafi do szerokich konsultacji publicznych oraz uzgodnień sektorowych.

Zarówno PEP2040, jak i KPEiK są tymi dokumentami strategicznymi, które niewątpliwie wskazują perspektywy rozwoju sektora biogazu i biometanu w kraju, określając ich dynamikę oraz kierunki wykorzystania w poszczególnych sektorach miksu OZE, tj. elektroenergetyce, ciepłownictwie i transporcie.

Czytaj też: 29,8% OZE w końcowym zużyciu energii brutto w 2030 r. Omawiamy projekt aktualizacji KPEiK

Pragnę wyraźnie podkreślić, że strategiczne kierunki rozwoju sektorów biogazu i biometanu zostały już wytyczone. Obecnie należy skoncentrować się na wprowadzeniu w życie mechanizmów i rozwiązań, które pozwolą tę strategię wdrożyć. Mam tutaj na myśli przeprowadzenie szeregu nowelizacji istniejących przepisów ustaw oraz rozporządzeń, bez których założenia zawarte w tych strategiach pozostaną na papierze na kolejne, długie lata.

TŚ: Zapowiadana pierwsza biometanownia w Polsce boryka się z kwestią przyłączenia do sieci. Jak dużą blokadą może być ten aspekt, patrząc w skali ogólnopolskiej? Czy ze względu na polską specyfikę inwestorzy powinni - zamiast przyłączeń - nastawić się na skraplanie lub sprężanie gazu i transport cysternami, bądź zużycie na potrzeby własne?

MM: Sieci stoją dziś przed ogromnymi wyzwaniami - tak w Polsce, jak i całej Unii Europejskiej. Chodzi tu nie tylko o zapewnienie stabilności dostaw gazu, ale również jego zazielenianie oraz wodoryzację. Pamiętajmy, że rynek zarówno może, jak i powinien rozwijać się równolegle w kilku kierunkach.

Jako przykład możemy wskazać Estonię. Na 8 działających biometanowni jedynie 3 są aktualnie przyłączone są do sieci gazowej. W pozostałych 5 przypadkach wytworzony biometan dostarczany jest transportem kołowym do najbliższego punktu zatłaczania do sieci, tworząc w ten sposób tzw. „wirtualny gazociąg”. Podobnie jest w wielu innych krajach Europy.

Wszystkie analizy potwierdzają, że najtańszym sposobem transportu biometanu jest sieć gazowa i w każdym miejscu, w którym to jest możliwe, należy skorzystać z tej możliwości transportu.

Tekst jest częścią publikacji Biogaz i Biometan w Polsce 2024. Insight

Marta Wierzbowska-Kujda: Redaktor naczelna, sozolog

Polecamy inne artykuły o podobnej tematyce:

Budynki, transport, edukacja. Unijny panel obywatelski o efektywności energetycznej (17 kwietnia 2024)Za 1.5 roku może zabraknąć środków na „Czyste Powietrze”. PAS (17 kwietnia 2024)Zdekarbonizowane budownictwo na horyzoncie. Przyjęto dyrektywę EPBD (16 kwietnia 2024)Będą zmiany w „Stop Smog”. Zmniejszenie wkładu własnego gmin i likwitacja kryterium majątkowego beneficjenta (15 kwietnia 2024)Jak modelować polski system energetyczny (15 kwietnia 2024)
©Teraz Środowisko - Wszystkie prawa zastrzeżone.
Kopiowanie i publikacja tekstów, zdjęć, infografik i innych elementów strony bez zgody Wydawcy są zabronione.
▲  Do góry strony