Spis treści
Nadchodzi czas biometanu. Ostatnie sygnały z rynku oraz oficialne komunikaty prasowe nie pozostawiają wątpliwości – największe polskie spółki paliwowe jednoznacznie deklarują inwestycje biogazowe oraz widzą w tym paliwie sposób na transformację energetyczną sektora transportu. Pierwszym krokiem w rewolucji biometanowej (mówi się nawet o 4 mld m3 rocznie) to porządne tło prawne, w tym system wsparcia mogące dać podstawy do wielkoskalowej produkcji.
Ciężka praca jaka jest do wykonania w dość krótkim terminie (do 2023) dotyczy zarówno dokumentów strategicznych, takich jak polityki, a także zmian ustawowych, regulacyjnych i aktów wykonawczych.
Już sama polityka energetyczno-klimatyczna Polski w nowej unijnej perspektywie do 2030 r. związana z obowiązującą dyrektywą RED II oraz nowym zielonym ładem jest obecnie przedmiotem rozlicznych debat i polemik. W tym kontekście, jednym z podrozdziałów projektu dokumentu o nazwie Polska Polityka Energetyczna 2040 jest również strategia zapewnienia odpowiedniego udziału OZE w transporcie.
Narodowy Cel na horyzoncie
Problemy z jego realizacją są już od lat widocznie zauważalne w polskiej branży paliwowej. Dla lidera rynku, Grupy PKN Orlen stopniowa eliminacja biokomponentów pochodzących z upraw rolniczych oraz przejście na biopaliwa zaawansowane, a także obowiązki dot. stosowania kryteriów zrównoważonego rozwoju i ograniczania emisji gazów cieplarnianych w odniesieniu do biopaliw stanowią nie lada wyzwanie. Spółki z grupy wraz z PGNiG podjęły więc słuszną decyzję o produkcji i zastosowaniu jedynego racjonalnego rozwiązania, czyli biometanu.
W konsekwencji, w najnowszym projekcie PEP2040 zakłada się dążenie do zwiększenia wykorzystania surowców odpadowych do wytwarzania biokomponentów oraz biometanu zużywanego w transporcie oraz upowszechnienie alternatywnych technologii oczyszczania biogazu do parametrów biometanu, a także stosowanie pozyskanego biokomponentu (biowodoru) do procesów współuwodornienia i uwodornienia.
Takie podejście pozwala oczekiwać możliwości podwójnego zaliczania do Narodowego Celu Wskaźnikowego (NCW) biometanu wykorzystanego do wytworzenia biowodoru, który mógłby być wykorzystywany zamiast lub jako uzupełnienie wodoru stosowanego do produkcji paliw ciekłych. Ogromny potencjał odpadowy bio w Polsce w połączeniu z rosnącymi ilościami odpadów z rolnictwa pozwala szacować, że możliwe jest zrealizowanie sporego procentu NCW z zastosowaniem ww. technologii.
Powyższe wiązałoby się jednakże z koniecznością zapewnienia możliwości wtłaczania biometanu do gazowej sieci dystrybucyjnej za dużą skalę. Oczywiście istnieją technologie, których rozwój pozwala na bezpieczne oznakowanie biometanu wtłaczanego do sieci, a ich wykorzystanie umożliwia określanie rzeczywistej ilości biometanu w produkcie końcowym (paliwie gazowym).
Biorąc również pod uwagę, że system wsparcia OZE nie ogranicza się jedynie do wspierania instalacji OZE wytwarzających energię elektryczną, droga jest otwarta. W przepisach polskiej ustawy o OZE uregulowano bowiem również instrumenty prawne wspierające działalność gospodarczą polegającą na wytwarzaniu biogazu rolniczego, a następnie jego zatłaczaniu do gazowej sieci dystrybucyjnej. W związku z powyższym, w aktualnych uwarunkowaniach prawnych dotyczących biogazowni pojawiła się nowa perspektywa inwestycyjna zawiązana z wytwarzaniem biometanu.
Bariery dla biometanu
Niezależnie od tego, w ustawie z dnia 6 czerwca 2018 r. o zmianie ustawy
o biokomponentach i biopaliwach ciekłych oraz niektórych innych ustaw (Dz.U. z 2018, poz.1356) biometan uwzględniony został jako nośnik energii dla środków transportu. Powodować to może znaczne zwiększenie zapotrzebowania na to paliwo.
Jednym z kluczowych elementów związanych z wytwarzaniem oraz sprzedażą biometanu
są szczegółowe warunki wprowadzania biometanu do gazowej sieci dystrybucyjnej [szerzej zob. w M. Tarka, M. Trupkiewicz, „Wytwarzanie i sprzedaż zielonego gazu w biogazowni rolniczej”, Biomasa 2017, Nr 5 (34); M. Tarka, M. Trupkiewicz, „Biometan szansą na pewny zysk”, Rynek Biogazu Lipiec 2017, s. 12-15; M. Tarka, M. Trupkiewicz, Ważne zmiany w zakresie zasad zatłaczania biometanu do sieci gazowej, Biomasa 2018, Nr 8 (48), s. 40-41].
Warunki te nie tylko umożliwiają fizyczny transport oraz handel biometanem, ale są też ważnym elementem objęcia tego typu instalacji odpowiednim systemem wsparcia. W związku z ostatnią nowelizacją ustawy o OZE prowadzone są już w tym zakresie intensywne zabiegi związane z przygotowaniem nowych rozwiązań prawnych, uwzgledniających aktualną treść ww. ustawy, szczególnie regulacje dot. parametrów jakościowych biogazu. Pomimo, że obecnie obowiązujące przepisy dopuszczają biogaz w sieci, to praktycznie jest to niemożliwe na dużą skalę z racji istnienia licznych barier ekonomiczno-prawnych.
Kluczowe przepisy do zmiany
Zapewnienie odpowiedniego procentowo udziału dla NCW w biowodorze pochodzącym z biometanu stanowi wyzwanie, które będzie mogło być zrealizowane tylko we współpracy pomiędzy wszystkimi interesariuszami: spółkami paliwowymi, ministerstwami, spółkami gazowymi oraz branżą biogazową.
Ogromny potencjał wytwórczy biometanu może zostać wykorzystany przede wszystkim w oparciu o zapewnienie ekonomicznego uzasadnienia do realizacji trudnych operacyjnie inwestycji, jakimi są duże biogazownie. Wprowadzenie technicznych możliwości zatłaczania biometanu do gazowych sieci dystrybucyjnych, choć możliwe i realizowane w innych krajach europejskich to w polskich uwarunkowaniach jawi się jako główna bariera w rozwoju odpowiedniej liczby instalacji.
Wprawdzie największa polska spółka DSO, PSG oficjalnie zapowiedziała otwarcie na biometan to jednak niezbędne jest też przeprowadzenie odpowiednich działań legislacyjnych znoszących bariery prawne w szczególności w zakresie doprecyzowania systemu wsparcia biometanu rolniczego oraz z biogazowni na oczyszczalniach ścieków, a także zmiany regulacji w zakresie odpadów i przepisy wodne, dot. nawozów i środowiskowe. Kluczowe staje się też przygotowanie i uruchomienie pierwszych projektów pilotażowych, które bez ograniczeń lokalnych umożliwiłoby otwarcie krajowego rynku gazowego na uniwersalne paliwo z OZE w postaci biometanu, wykorzystywanego głównie sektorze transportowym.
W aktualnym stanie prawnym także prawodawca europejski dość intensywnie reguluje zarówno rynek gazu ziemnego, jak i system wsparcia odnawialnych źródeł energii. Obszary te wymagają wewnętrznej i zewnętrznej koordynacji.
Przypomnę, że w prawie europejskim, jednym z odnawialnych źródeł energii, zdefiniowanym w art. 2 pkt 1 dyrektywy RED II jest biogaz, a więc gaz pochodzący z wysypisk śmieci, oczyszczalni ścieków i ze źródeł biologicznych. Biogaz, expressis verbis zdefiniowany jest również jako paliwo gazowe wyprodukowane z biomasy, a więc jego stosowanie powinno również znaleźć odzwierciedlenie w regulacjach dotyczących sektora gazowego (art. 2 pkt 28 dyrektywy RED II).
W konsekwencji, unormowania dotyczące biogazu znajdują się również w dyrektywie 2009/73/WE, która zawiera systemowe uwarunkowania dotyczące zasad funkcjonowania sektora gazowego. W tym zakresie wskazuje się, że konkurencyjne zasady wprowadzane przedmiotową dyrektywą dotyczą nie tylko gazu ziemnego oraz LNG, ale w niedyskryminacyjny sposób
mają również zastosowanie do biogazu oraz innego biogazu pozyskiwanego z biomasy, o ile ich wprowadzanie do systemu gazowego i transport systemem gazowym są technicznie wykonalne i zgodne z normami bezpieczeństwa.
Biogaz jest wspierany
W związku z powyższym, jedynym warunkiem zastosowania owych konkurencyjnych rozwiązań w stosunku do biogazu, chociażby w zakresie dostępu do infrastruktury gazowej, jest konieczność zagwarantowania bezpieczeństwa oraz odpowiednich warunków technicznych umożliwiających zatłaczanie biogazu do sieci gazowej. Ponadto, w motywie 41 Preambuły do dyrektywy 2009/73/WE prawodawca europejski zwrócił uwagę, że niedyskryminacyjny dostęp do systemu gazowego dla biogazu powinien uwzględniać charakterystykę chemiczną tych gazów.
W związku z powyższym należy wskazać, że dyrektywa 2009/73/WE, co do zasady zapewnia dostęp instalacjom wytwarzającym biogaz do gazowej infrastruktury technicznej, choć umożliwia państwom członkowskim ograniczenie tego dostępu ze względu na parametry techniczne oraz chemiczne (jakościowe) wytwarzanego biogazu. Natomiast w motywie 26 wskazano, że państwa członkowskie powinny podjąć konkretne środki w celu wsparcia szerszego stosowania biogazu i gazu z biomasy, których producenci, pod wskazanymi powyżej warunkami, powinni uzyskać niedyskryminacyjny dostęp do systemów gazowych.
Czytaj także: Pomysł na biogazownie pilnie poszukiwany
Na konieczność zastosowania szeregu instrumentów prawnych w zakresie wspierania integracji odnawialnych źródeł energii z odpowiednimi sieciami energetycznymi wskazuje również dyrektywa RED I oraz dyrektywa RED II. O ile zatem unormowania zawarte w dyrektywie
RED I w zdecydowanej większości dotyczyły instrumentów kierowana do instalacji OZE wykorzystujących biogaz do produkcji energii elektrycznej, to unormowania zawarte w dyrektywie RED II większy nacisk kładą już na wprowadzenie biogazu do sieci gazowych, a następnie jego wykorzystanie jako stabilne i podlegające magazynowaniu paliwo z OZE
do celów transportowych, w tym zarówno bezpośrednio jako bioLNG bądź bioCNG lub jako biokomponent do produkcji tradycyjnych paliw transportowych drugiej generacji.
W zakresie dostępu do sieci gazowej państwa członkowskie oceniają konieczność rozszerzenia istniejącej infrastruktury sieci gazowniczej, aby ułatwić integrację gazu ze źródeł odnawialnych. Państwa członkowskie mogą również nałożyć na gazowych operatorów systemów przesyłowych i dystrybucyjnych na swoim terytorium obowiązek publikowania przepisów technicznych dotyczących zasad przyłączania do sieci, które obejmują wymagania dotyczące jakości, nawaniania i ciśnienia gazu, a także obowiązek publikacji taryf przyłączeniowych za przyłączanie gazu z odnawialnych źródeł w oparciu o obiektywne, przejrzyste i niedyskryminacyjne kryteria (art. 20 dyrektywy RED II).
Integracja sieci
Unormowania te przesądzają, że koszty związane z transportem biogazu sieciami gazowymi nie powinny być sztucznie zawyżane, uniemożliwiając w ten sposób dostęp do sieci gazowej. Co więcej, wskazano, że koszty przyłączenia do sieci gazowej dla nowych producentów gazu z odnawialnych źródeł energii powinny mieć charakter obiektywny, przejrzysty i niedyskryminujący. Ponadto, właściwie uwzględnione powinny być korzyści, jakie daje sieci gazowej przyłączenie nowych oraz lokalnych producentów gazu z odnawialnych źródeł energii. W związku z tym państwa członkowskie UE nie powinny obciążać wytwórców biogazu całością kosztów związanych z przyłączaniem ich instalacji do sieci gazowej.
Należy zatem wskazać, że w aktualnym stanie prawnym przepisy unijne jednoznacznie wskazują na konieczność integrowania sieci gazowej z instalacjami OZE wytwarzającymi biogaz, choć nie formułują w tym zakresie jednolitych standardów jakościowych, pozostawiając tę kwestię poszczególnym państwom członkowskim. Powyższe oznacza, że parametry jakościowe oraz fizykochemiczne umożliwiające zatłaczanie biometanu do sieci gazowej mogą przyjmować różny poziom w poszczególnych państwach członkowskich (J. Holewa, E. Kukulska-Zając, M. Pęgielska, Analiza możliwości wprowadzania biogazu do sieci przesyłowej, Nafta-Gaz 8/2012, s. 524).
Sygnalizacyjnie należy jedynie wskazać, że prawodawca europejski wprowadzając unormowania zawarte w art. 25-31 dyrektywy RED II dąży do zwiększenia roli energii odnawialnej w sektorze transportu.
Unijne cele
W tym zakresie w art. 25 dyrektywy RED II wprowadzono obowiązek, by dostawcy paliw do 2030 r. zapewnili co najmniej 14% udział energii odnawialnej w końcowym zużyciu energii w sektorze transportowym – tzw. udział minimalny – z czego wkład zaawansowanych biopaliw i biogazu wyprodukowanych z surowców wymienionych w załączniku IX część A do dyrektywy RED II jako udział w końcowym zużyciu energii w sektorze transportu ma wynieść co najmniej 0,2 % w 2022 r., co najmniej 1 % w 2025 r. oraz co najmniej 3,5 % w 2030 r.
Co więcej, zgodnie z ar. 27 ust. 2 lit a) dyrektywy RED II udział biopaliw i biogazu dla transportu wyprodukowanych z surowców wymienionych w załączniku IX może być uznany za dwukrotność ich wartości energetycznej. W kontekście tych unormowań biogaz wprowadzany do sieci gazowej zyskuje strategiczne znaczenie dla sektora paliwowego, gdyż może być stosowany bezpośrednio, jako gazowe paliwo transportowe w postaci bioCNG lub bioLNG, ale również może stanowić biokomponent dla transportu będących produktem przetwarzania we wspólnym procesie biomasy (biogazu) i paliw kopalnych (ropy naftowej). W tym zakresie wartym odnotowania jest jeszcze art. 28 ust. 4 dyrektywy RED II, w którym wskazano, że do dnia 31 grudnia 2021 r. Komisja przyjmuje akty delegowane zgodnie z art. 35 w celu uzupełnienia niniejszej dyrektywy poprzez określenie metodyki wyznaczania udziału biopaliwa oraz biogazu dla transportu będących produktem przetwarzania we wspólnym procesie biomasy i paliw kopalnych (…).
Wkracza pomoc publiczna
Niezależnie od instrumentów prawnych wspierających integrację instalacji OZE z siecią gazową oraz zagadnień związanych ze zwiększeniem stosowania biogazu w transporcie, kluczowe unormowania z punktu widzenia prowadzonych rozważań zawarte są w art. art. 4 ust. 1 dyrektywy RED II. Prawodawca europejski wskazał tam, że w celu osiągnięcia lub przekroczenia unijnego celu w zakresie 32% udziału OZE, realizowanego na poziomie krajowym przez wkład każdego państwa członkowskiego w jego realizację, państwa członkowskie mogą stosować systemy wsparcia w odniesieniu do rozpowszechniania stosowania energii odnawialnej. W konsekwencji prawodawca europejski dopuszcza możliwość tworzenia na poziomie krajowym odpowiednego systemu wsparcia zachęcającego przedsiębiorców do dostarczania na rynek poszczególnych rodzajów energii z OZE, w tym w szczególności w postaci instrumentów operacyjnego wsparcia prowadzenia działalności w zakresie wytwarzania biogazu.
Czytaj także: Autobusy w Paryżu na prąd lub biogaz
Pomoc operacyjna stanowi formę finansowego wsparcia bieżącej działalności wytwórców energii z OZE, a więc polega na przysporzeniu różnego rodzaju dodatkowych przychodów związanych z wytwarzaniem określonego rodzaju energii j z OZE. W założeniach, tego rodzaju pomoc państwa pokrywa różnicę między kosztami wytwarzania energii z OZE, a rynkową ceną danego rodzaju energii ustalaną co do zasady przez najtańsze źródła w postaci paliw kopalnych.
Instrumenty do wykorzystania
Co ważne, wskazane kompetencje państw członkowskich w stosunku do tworzenia instrumentów wsparcia OZE w sektorze gazowym nie są poddane ograniczeniom dotyczącym form prawnych ukształtowania tych instrumentów wsparcia, zawartych w art. 4 ust. 2-8 dyrektywy RED II – tak jak ma to miejsce w stosunku do instrumentów wsparcia wytwarzania energii elektrycznej.
Niemniej, unormowania te znajdują zastosowanie bez uszczerbku dla art. 107 i 108 TFUE, co oznacza, że muszą być zgodne z regułami dozwolonej pomocy publicznej w UE.
Czytaj także: Dyrektywa RED II. Rozbieżności ws. biomasy i biopaliw
Możliwość legalnego stosowania instrumentów pomocowych, podlega szczegółowemu nadzorowi ze strony Komisji Europejskiej, w drodze zastosowania tzw. wyłączeń grupowych zawartych w rozporządzeniu 651/2014 – potocznie określane jako GBER od ang. General Block Exemption Regulation – albo w drodze oceny przez Komisję indywidualnego zawiadomienia o zamiarze przyznania pomocy przez dane państwo członkowskie (tzw. notyfikacja), której szczegółowa procedura unormowana jest w rozporządzenia Rady (UE) Nr 2015/1589 z dnia 13 lipca 2015 r. ustanawiającego szczegółowe zasady stosowania art. 108 TFUE (Dz. Urz. UE
L 249, 24.9.2015, s. 9).
W tym zakresie należy wskazać, że o ile rozporządzenie 651/2014 nie zawiera szczegółowych unormowań w zakresie możliwości tworzenia odpowiednich instrumentów operacyjnego wsparcia wytwarzania biogazu, to odpowiednie unormowania prawne można znaleźć w pkt 131 Wytycznych EEAG.
Potrzebna zgoda Brukseli
Powyższe oznacza, że poszczególne państwa członkowskie tworząc odpowiednie instrumenty operacyjnego wsparcia wytwarzania biogazu wprowadzanego do sieci gazowej powinny skorzystać z procedury indywidualnej notyfikacji środka pomocowego. Pomoc operacyjna na energię ze źródeł odnawialnych inną niż energia elektryczna zostanie uznana za zgodną z rynkiem wewnętrznym, jeżeli spełnione zostaną łącznie następujące warunki: a) pomoc na jednostkę energii nie przekracza różnicy między łącznymi uśrednionymi kosztami produkcji energii z wykorzystaniem danej technologii, a ceną rynkową odnośnego rodzaju energii; b) uśrednione koszty produkcji energii mogą obejmować zwykłą stopę zwrotu z kapitału – obliczając uśrednione koszty produkcji energii, od łącznej kwoty inwestycji odejmuje się kwotę pomocy inwestycyjnej; c) koszty produkcji są regularnie aktualizowane, przynajmniej co rok; oraz d) aby uniknąć sytuacji, w której kwota pomocy operacyjnej obliczona na podstawie uśrednionych kosztów produkcji energii przekroczyłaby kwotę amortyzacji inwestycji, pomoc przyznaje się wyłącznie do czasu pełnej amortyzacji instalacji zgodnie z przyjętymi zasadami rachunkowości.
Czas odrobić lekcje
Mając zatem na uwadze powyższe rozważania dotyczące unijnych zasad stosowania biogazu w sektorze gazowym, a także możliwości tworzenia odpowiednich instrumentów wspierających jego wytwarzanie, szczegółowej analizie prawnej należy poddać zarówno modele wsparcia w wybranych krajach UE, jak i dokonać przeglądu aktualnie obowiązujących unormowań prawnych w zakresie biogazu wprowadzanego do sieci gazowej w polskim ustawodawstwie, a następnie osadzić te unormowania w otoczeniu rynkowym wpływającym na popyt oraz podaż paliw gazowych w postaci biometanu. To z pewnością główne zadania na najbliższe miesiące dla polskiej administracji rządowej i spółek paliwowych.
