Około rok temu na horyzoncie odnawialnej polskiej rzeczywistości pojawiły się iskierki nadziei na zbudowanie nowoczesnego systemu biometanowego wpisującego się w uwarunkowania European Green Deal, zapotrzebowania na OZE w transporcie oraz spełniające szereg innych oczekiwań w gospodarce rolnej i komunalnej, dając szansę na zbudowanie wielomiliardowego wolumenu lokalnej produkcji pełnowartościowego gazu i dając przy tym gospodarce impuls rozwojowy i wymierne korzyści środowiskowe. Spółki paliwowe Orlen i PGNiG określają tą szansę jako cywilizacyjną i wskazują na potencjał produkcji biometanu na poziomie od 4 do 7 mld m3 rocznie.
Tak jak w tradycyjnym biogazie kilka lat temu bezskutecznie mówiło się o zmarnowanych szansach i braku skuteczności kolejnych nowelizacji ustawy o OZE (do dzisiaj nie słychać o istotnym przyroście instalacji CHP pomimo wysokich taryf gwarantowanych), tak należy zrobić wszystko, aby rewolucja biometanowa nie skończyła się tak szybko jak stosunkowo niedawno rewolucja łupkowa w Polsce.
Tak więc co jest potrzebne w podstawowym zakresie już teraz, aby rewolucja biometanowa zaistniała nad Wisłą? Przypomnijmy, że dość sprawnie działającym Francuzom w tej branży proces budowania przemysłu biometanowego zajął 7 lat (począwszy od 2011 r.) Co zrobić, aby postawić w Polsce circa 2000 instalacji biometanowych produkujących 2 mln m3 biometanu rocznie każda do roku 2030?
Potrzebny jest system prawny. Kompleksowy system prawnych regulacji począwszy od mechanizmu wsparcia, ale taki jak ten znany z biogazu tradycyjnego CHP, bo on przecież nie działa należycie, powstaje może 30 biogazowni rocznie, a ma powstawać 300 i to dużych – przypominam znowu o targecie 4 mld m3 biometanu rocznie do 2030 r.
Według analiz European Environmental Agency, koszt produkcji biometanu (bez dotacji) waha się pomiędzy 9,3 a 7,8 eurocentów/kWh w zależności od skali obiektu (od niezależnych jednostek rolniczych po regionalne zakłady zbiorowe) (ENEA, 2017 r.). Moim zdaniem w Polsce można zaproponować nieco mniej, bo mamy tańsze technologie i więcej odpadów, szczególnie w pierwszym okresie rozwoju, fair value to 5,5-7,5 eurocenta/kWh w zależności od stosowanych substratów, o czym poniżej. Oznacza to około 242-330 zł/MWh po stronie przychodów x circa 22.000 MWh dla instalacji 1 MWel. Jak zatem sfinansować fazę dynamicznego rozwoju? Jest to obecnie główny dylemat piszących ustawy dające wsparcie operacyjne, bo poza notyfikacją w KE kasę tą trzeba skądś wziąć i w uzasadnieniu ustawy napisać od kogo. Na tym etapie niejednemu legislatorowi ręka może zadrżeć i oby nasza rewolucja nie zatrzymała się na tym właśnie etapie.
W ocenie autorów tego artykułu koszty taryfy gwarantowanej dla biometanu powinni ponosić odbiorcy gazu i energii elektrycznej w ramach opłaty OZE (być może rozszerzonej o gaz) doliczanej do rachunków za ww. media. Przy pożądanym wolumenie będzie to z pewnością kilka zł do każdej MWh energii sprzedawanej w Polsce. Trudna decyzja, bo politycznie oznaczać będzie tzw. podwyżki, ale podwyżki uzasadnione, bo zielone. Drugim istotnym strumieniem finansowania rynku biometanu powinna być branża paliwowa, ale ona może sfinansować swoje cele wyższą ceną za gaz, z tytułu zakupu gwarancji pochodzenia. W ten sposób mogłaby wygrywać konkurencję na rynku biometanu.
Na potrzeby poświadczania, czy gaz został wyprodukowany ze źródeł odnawialnych ustanowiony musi zostać system gwarancji pochodzenia (GoO), zaprojektowany tak, aby funkcjonować równolegle z taryfą gwarantowaną dla biometanu. No i certyfikacja zrównoważonego rozwoju, ale ona już jest dostępna, regulować jej nie trzeba. Dla każdej MWh biometanu wprowadzanego do sieci utworzona zostałaby GO. System ten zapewniłby możliwość identyfikowania biometanu wtłaczanego do sieci gazu ziemnego i umożliwił dostawcom sprzedaż certyfikowanego „zielonego gazu” w sieci krajowej, także w uwolnionym obrocie międzynarodowym, który zwiększy popyt na biometan, czyli także podaż produkcji krajowej, bo streamy przychodów mogą konkurować ze sobą i stymulować docelowo obniżanie kosztów w całej branży.
Kolejny kluczowy poziom instrumentów funkcjonujących jako skuteczny pakiet działań, udrożnią rozwój biogazowniom to dalszy rozwój systemu handlu uprawnieniami do emisji (ETS). To on ustala cenę na określoną część energii ze źródeł kopalnych, przez co biogaz i biometan wprowadzane do sektora energii elektrycznej stają się nieco bardziej konkurencyjne.
W kontekście biometanu wykorzystywanego na cele transportowe kluczem jest oczywiście uznanie, że biopaliwa i biokomponenty muszą osiągać minimalne oszczędności w zakresie emisji gazów cieplarnianych w całym cyklu życia i nie mogą pochodzić z obszarów o dużej bioróżnorodności. W 2015 r. wprowadzono dodatkowe zasady w celu ograniczenia skutków pośredniej zmiany sposobu użytkowania gruntów (Komisja Europejska, 2018 r.). Począwszy od 2009 r. kryteria dotyczące oszczędności w zakresie emisji gazów cieplarnianych zostały ustalone na minimalnym poziomie 35%-owej redukcji emisji gazów cieplarnianych w stosunku do zastępowanych paliw kopalnych. Poziom ten wzrósł do 50% od początku 2017 r. oraz do 60% w przypadku nowych instalacji od 2018 r. Teraz w legislacyjnym pakiecie New Green Deal poziom ten zostanie jeszcze zwiększony.
Polski model regulacji dla biometanu powinien być zatem również konserwatywny w odniesieniu do wykorzystania upraw spożywczych i energetycznych do produkcji biogazu. Ograniczenie wykorzystania upraw energetycznych do np. 20-30% materiału wsadowego w instalacji powinien kłaść nacisk na wykorzystanie odpadów na potrzeby sektora biometanu tak, aby zmaksymalizować oszczędności w zakresie emisji gazów cieplarnianych w jego działalności, utrzymywać wsparcie dla sektora rolno-spożywczego i unikać obaw związanych ze zmianą sposobu użytkowania gruntów. Dodatkowa premie lub uzależnienie premii gwarantowanej od rodzaju substratów mogłyby stymulować rozwój instalacji do przetwarzania odpadów w biogaz, w przeciwnym razie biometan nie będzie pełnowartościowy i nie zbuduje dodatkowych wartości w gospodarce, tak jak powinien.
Oczywiście koncentracja głównie na odpadach pochodzących z produkcji zwierzęcej zwiększy potencjał działań w zakresie redukcji emisji. Ograniczenie wykorzystania upraw energetycznych najprawdopodobniej spowolni jednak tempo ekspansji sektorowej, co oznacza, że cel produkcji 4 mld m3 biometanu rocznie może okazać się trudniejszy do osiągnięcia. Należy więc wesprzeć systemowymi rozwiązaniami także branże pozarolnicze, czyli spółki wod-kan, spółki komunalne i biogaz przemysłowy (cukrownie, gorzelnie itp.).
Godnym rozważenie jest postulat ułatwiający instalacjom do produkcji biometanu uzyskiwanie pozwoleń administracyjno-prawnych, szczególnie decyzji środowiskowej.
Kolejny poziom do uregulowania do kwestie przyłączeniowe i m.in. odrębne taryfy na dystrybucję i przesyła biometanu, uwzględniające po stronie operatorów OSD i OSP finansowanie pełnych kosztów przyłączenia do ustawowej granicy maksimum (uwzględnianej w taryfie).
Podsumowując, aby instrumenty polityki regulacyjnej tego rządu w zakresie biometanu okazały się skuteczne, ogólny koszt taryf gwarantowanych powinien szybko wzrośąć, stosownie do liczby nowych instalacji i powinien stabilnie istnieć przez długi czas (5-6 lat plus 15‑20 lat gwarantowanych cen zakupu). To stwarza oczywiście dwa główne wyzwania: Po pierwsze, pojawia się wyzwanie polegające na utrzymaniu z upływem czasu odpowiedniego poziomu systemów taryfowych po to, aby zrównoważyć stabilność zapewnianą inwestorom z zachętami do bycia konkurencyjnym oraz zapewnić, że koszty ostatecznie będą zgodne z innowacjami sektorowymi. Po drugie, ponieważ to społeczeństwo poniesie dodatkowe koszty, informowanie o korzyściach wynikających z tych działań będzie istotne dla utrzymania poparcia dla nich. W tym zakresie także edukacja odegra kluczową rolę. Stałe wzrosty cen emisji dwutlenku węgla w tych sektorach, w których biogaz zastępuje paliwa kopalne, sprawią, że biogaz i biometan będą stosunkowo bardziej konkurencyjne i bliższe parytetowi rynkowemu, odgrywając jednocześnie dodatkowe role w gospodarce, trudne do oszacowania, ale można ich pomijać w kalkulacjach makroekonomicznych.
