Nowe regulacje i kierunki rozwoju branży biometanu w Polsce

Podczas wydarzenia, 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).

Nowe regulacje

W związku z transpozycją dyrektywy RED II w nowelizacji ustawy o OZE z 17 sierpnia 2023 roku 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, aby jak najszybciej dostosować system do najnowszego typu gwarancji pochodzenia. Najnowsze regulacje zakładają wydłużenie okresu ważności gwarancji pochodzenia do 18 miesięcy od daty zakończenia produkcji. Od 1 stycznia 2024 roku będzie można wnioskować o gwarancje na 6 miesięcy wstecz, a nie na 12 miesięcy, jak było do tej pory.

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

Może Cię zainteresuje: 250 mln zł na wymianę azbestowych dachów

Biometan szansą dla producentów paliw

Podczas wydarzenia rozmawiano o transformacji branży LPG oraz perspektywach rozwoju bioLPG oraz eteru dimetylowego (DME). Rynek w Polsce w 2022 roku skonsumował 2495 tys. ton LPG. Około 20 proc. 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 również ważny w rolnictwie, gdzie wykorzystuje się go do osuszania zbiorów.

BioLPG to powszechniej znany biopropan, natomiast DME to eter dimetylowy (C2H60). Tym ostatnim branża interesuje się ze względu na plany, by do 2050 roku 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 do osiągnięcia celów dekarbonizacji. Eter dimetylowy można wykorzystywać jako biokomponent dla LPG. Istnieje również 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. Właściwościami w pełni odpowiada komercyjnej, dostępnej na rynku mieszance LPG. W Polsce funkcjonuje tylko jeden zakład produkcji bioLPG – Ekobenz pod Bełchatowem.

Regulacje początkiem rozwoju branży

Z punktu widzenia biznesowego, czynnikami zmian na rynku energii i gazu w Polsce oraz Europie 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. Według przedsiębiorców Polska ma dużo do nadrobienia, ponieważ w UE zaczynają się już prace nad RED IV. Kolejny element to taksonomia i ESG, czyli raportowanie pozafinansowe czekające wkrótce wszystkich przedsiębiorców. Wreszcie REPowerEU, który zakłada zwiększenie udział biometanu w europejskich sieciach do poziomu 35 mld m³.

Może Cię zainteresuje: Zmiany w nowelizacji ustawy o OZE

W Polsce biometan nie jest zatłaczany do sieci, gdyż problemem są przede wszystkim czynniki techniczne (chłonności sieci dystrybucyjnych, sezonowość oraz jakość gazu). Kolejny element to niepewność regulacyjna. Istnieje wiele rozporządzeń systemowych i taryfowych, ale też ustawa o OZE oraz o biokomponentach i biopaliwach płynnych. Inne aspekty to czynniki biznesowe jako kluczowy obszar, tj. przychody dystrybutorów. Operatorzy obecnie nie mają żadnego interesu, by przyłączać biometanownie do sieci.

Według ekspertów 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). W programie FENIKS przeznaczono na to środki finansowe, ale nie są one wystarczające. Idealnym przykładem rozwoju tego rynku jest Dania, gdzie 40 proc. gazu w sieci to biometan.

Niezbędna jest przede wszystkim chłonna sieć z przyłączonymi przynajmniej kilkoma zakładami produkcyjnymi, pobierającymi gaz w tzw. „pasku”. Potrzebny jest także wirtualny punkt wejścia i wyjścia na granicy systemów, ale też certyfikat ISCC EU lub równoważny, posiadany przez biometanownię. Instalacja musi posiadać bufor magazynowy na przynajmniej 24 godziny. Konieczna jest też instalacja rewersyjna do wysokiego ciśnienia, pozwalająca na dowolne kształtowanie zatłaczania.

Źródło: teraz-srodowisko.pl