Jesteśmy członkami:

Jesteśmy członkami: 

 

E-mail: biometan@biometan.org

Telefon: +48 797 560 223

Godziny pracy biura: Poniedziałek - Piątek 8.00 - 16.00

 

Adres korespondencyjny

Grzybowska 87 Concept Tower

00-844 Warszawa

 

Skontaktuj się z nami

mail: mp@biometan.org

tel. +48 608550931

 

 

biometan@biometan.org

+48 797 560 223

 

  1. pl
  2. en
  3. uk

Zużycie gazu ziemnego w polsce w ostatnich latach rośnie i w 2019 r. wyniosło blisko 18,6¹ mld m³ a krajowe wydobycie (złoża zlokalizowane są głównie na niżu polskim oraz na przedgórzu karpat) pokrywało ok. 22% zapotrzebowania. Prognozy wskazują, że zapotrzebowanie na gaz ziemny będzie rosnąć - szczególnie ze względu na wykorzystanie tego surowca w elektrociepłowniach i mocach zapewniających elastyczność systemu oraz z uwagi na niższą elektroenergetycznego emisyjność w stosunku do innych paliw kopalnych. Wykorzystanie w sektorze bytowo-komunalnym i transporcie będzie wzrastać w związku z działaniami w zakresie poprawy jakości powietrza.

 

 

Działania legislacyjne 10.2022-2.2022 – biometan i biowodór

 

 

• Polityka energetyczna2 Polski do 2040 r.

 

Popyt na paliwa gazowe może zostać częściowo pokryty przez wykorzystanie krajowego potencjału produkcji biogazu, biometanu, gazów syntezowych (syngaz), gazu syntetycznego, czy wodoru. Przy spełnieniu odpowiednich warunków technicznych mogą one być wtłaczane do sieci gazowej podobnie jak metan kopalniany, co wpłynie pozytywnie na zwiększenie ich wykorzystania. Pod uwagę brane jest także poddanie dalszym badaniom możliwości wydobycia gazu ze złóż niekonwencjonalnych (m.in. łupkowych).

 

W przypadku, gdy nie ma uzasadnienia dla budowy gazociągu, w celu stworzenia „wyspowych” stref dystrybucyjnych, realizowane będą projekty wykorzystania stacji regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego wraz z lokalnymi sieciami wyspowymi (tzw. wirtualnych gazociągów LNG). Alternatywnie strefy te mogą być zasilane biometanem z lokalnych biogazowni, ale także innymi gazami wytwarzanymi lokalnie. Ważnym czynnikiem w tym zakresie będzie także osiągnięcie do 2030 r. zdolności transportu sieciami gazowymi mieszaniny zawierającej ok. 10% gazów zdekarbonizowanych – w szczególności biometanu i wodoru. Korzystny wpływ na możliwość ich wykorzystania będzie mieć również rozwój magazynów gazu. Lokalny dostęp do gazu umożliwia wykorzystanie go w ciepłownictwie systemowym jako niskoemisyjnej alternatywy (obok OZE) dla indywidualnych kotłów na paliwa stałe o niskiej jakości, w transporcie i jako rezerwy dla energii ze źródeł odnawialnych, których praca jest zależna od warunków atmosferycznych.

 

Z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego, bardzo istotna jest odpowiednia pojemność i moc odbioru z podziemnych magazynów gazu (PMG). W magazynach utrzymywane są wymagane poziomy zapasów gazu ziemnego, które służą m.in. do zaspokajania szczytowego zapotrzebowania na ten surowiec, jak również pozwalają na zapewnienie dostaw podczas awarii i przerw w dostawach. Magazyny mogą służyć ponadto do pokrycia długotrwałego, zwiększonego zapotrzebowania na gaz ziemny w sezonie zimowym. Trzeba także zauważyć, że rozbudowa pojemności magazynowych gazu ziemnego oraz wykorzystanie kawern solnych, zapewni lepsze warunki popularyzacji tzw. gazów zdekarbonizowanych tj. biogazu, biometanu i wodoru. Obecna łączna pojemność siedmiu podziemnych magazynów gazu wysokometanowego (PMG) wynosi ok. 3,2 mld m3, co stanowi blisko 1/6 rocznego krajowego zużycia, a zróżnicowane położenie geograficzne istniejących magazynów to niewątpliwy atut wspierający elastyczność funkcjonowania systemu gazowego. W celu dalszego wzrostu bezpieczeństwa energetycznego celowe jest prowadzenie rozbudowy PMG do poziomu min. 4 mld m3 (wzrost o 1/3 pojemności) oraz zwiększenie aktualnej maksymalnej mocy odbioru gazu z instalacji magazynowych – z 53,5 mln m³/dobę do min. 60 mln m3/dobę (wzrost o ok. 1/6 mocy) do sezonu zimowego 2030/2031.

 

Rozwój sektora produkcji biometanu oznacza również potrzebę wybudowania licznych i rozproszonych terytorialnie zakładów, które przy odpowiednich instrumentach wsparcia, będą jednym z istotnych elementów odbudowy polskiej gospodarki po okresie spowolnienia wywołanym pandemią COVID-19.

 

1000 biometanowni wyposażonych w 2 zbiorniki kriogeniczne skroplonego biometanu po 160 m3 każdy, jest w stanie magazynować ok. 1 TWh energii gazowej, co w przypadku produkcji energii elektrycznej zabezpieczyłoby potrzeby wszystkich domów jednorodzinnych w Polsce (ok. 5 mln) na energię elektryczną przez ok. 3-4 tygodnie.

 

Proponowanym rozwiązaniem problemów oraz narzędziem interwencji jest nowelizacja obowiązujących aktów prawnych:

• Ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii;

• Ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne;

• Ustawy z dnia 25 sierpnia 2006 r. o biokomponentach i biopaliwach ciekłych.

 

 

Projekt ustawy z dnia 24 lutego 2022 roku o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw.

 

Projekt ustawy o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw został opublikowany w dniu 25.02.2022 roku (dalej jako „projekt”) na stronie Rządowego Centrum Legislacji. Celem nowelizacji jest m.in. wdrożenie dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2001 z dnia 11 grudnia 2018 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych (RED II).

 

Co najbardziej istotne z punktu widzenia niniejszego raportu, projekt zawiera propozycje rozwiązań dotyczących obszaru biometanu, które zostaną omówione poniżej. Jak wskazano w Uzasadnieniu projektu3, jego celem jest stworzenie warunków umożliwiających realizację obowiązków wynikających z dyrektywy RED II w zakresie udziału energii ze źródeł odnawialnych w końcowym zużyciu energii brutto w 2030 r. Zaznaczono również, że rozwój instalacji produkujących biometan przyczyni się do pełniejszej realizacji dyrektywy RED II w obszarze celów odnawialnych źródeł energii, dla sektora transportu, ze szczególnym uwzględnieniem wymogów w zakresie ograniczenia wykorzystania do tego celu biogazu oraz biopaliw wytworzonych z surowców spożywczych i pastewnych, jak również promocji wykorzystania biogazu oraz biopaliw wytworzonych z surowców wymienionych w załączniku IX część A dyrektywy RED II.

 

W projekcie ustawy zakłada się:

 

  • Wprowadzenie definicji biometanu oraz wyłączenie pojęcia biogaz rolniczy z definicji biogazu; w związku z wprowadzeniem pojęcia biometan  wprowadzono również zmiany w ustawie z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne w zakresie pojęcia – paliwo gazowe;

   

Definicja biometanu zawarta w projekcie określa, że jest to „gaz uzyskany z biogazu lub biogazu rolniczego, którego wartość ciepła spalania           wynosi nie mniej niż 34,0 MJ/m3”.

 

Ze względu na pojawienie się nowej definicji, uaktualnienia wymagały pojęcia: biogaz, dedykowana instalacja spalania biomasy, dedykowana          instalacja spalania wielopaliwowego, instalacja odnawialnego źródła energii, odnawialne źródło energii, operator systemu    elektroenergetycznego, paliwo pomocnicze, spółdzielnia energetyczna, wytwórca oraz stała cena zakupu. Wymienione wcześniej wyłączenie pojęcia „biogaz rolniczy” z zakresu pojęcia „biogaz” ma na celu wskazanie odrębnego charakteru biogazu rolniczego.

 

  • Określenie zasad prowadzenia działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania biogazu lub biometanu z biogazu poprzez utworzenie „rejestru wytwórców biogazu” prowadzonego przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki; W art. 7 ust. 1 pkt 2) projektu wskazano, że działalność gospodarcza w zakresie wytwarzania biogazu na potrzeby wytwarzania biometanu lub wytwarzania biometanu z biogazu, jest działalnością regulowaną w rozumieniu ustawy Prawo przedsiębiorców i wymaga wpisu do rejestru wytwórców wykonujących działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania biogazu lub wytwarzania biometanu z biogazu, zwanego dalej „rejestrem wytwórców biogazu”.

 

Wytwarzanie biogazu lub wytwarzanie biometanu z biogazu jest więc działalnością regulowaną i wymaga wpisu do rejestru wytwórców biogazu prowadzonego przez Prezesa URE. Zgodnie z art. 7 ust. 1 projektu Prezes URE dokonuje wpisu do rejestru wytwórców biogazu na podstawie wniosku wytwórcy.

 

Na uwagę zasługuje fakt, że na wytwórcę prowadzącego działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania biogazu na potrzeby wytwarzania biometanu lub wytwarzania biometanu, nałożono w projekcie obowiązki polegające na: posiadaniu tytułu prawnego do obiektów budowlanych oraz instalacji, w której wytwarzany będzie biogaz na potrzeby wytwarzania biometanu lub wytwarzany będzie biometan z biogazu; dysponowaniu urządzeniami służącymi prowadzeniu działalności oraz odpowiednimi instalacjami i obiektami spełniającymi wymagania w zakresie ochrony przeciwpożarowej, sanitarnej i ochrony środowiska; prowadzeniu stosownej dokumentacji potwierdzającej ilość wytworzonego biogazu na potrzeby wytwarzania biometanu lub wytworzonego biometanu, w tym ilość biometanu: wprowadzonego do sieci, sprzedanego odbiorcom końcowym oraz sprzedanego w celu wykorzystania go do realizacji obowiązku, o którym mowa w art. 23 ust. 1 ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych, niewykorzystywaniu do produkcji biometanu z biogazu lub biometanu paliw kopalnych, jak również biomasy, biogazu i biopłynów zanieczyszczonych substancjami mającymi zwiększyć ich wartość opałową, a także na sprawozdawaniu Prezesowi URE szczegółowych informacji dotyczących ilości i wykorzystania wytworzonego biogazu na potrzeby wytwarzania biometanu lub wytwarzania biometanu oraz informacji dotyczących wytworzenia biogazu na potrzeby wytworzenia biometanu lub biometanu po raz pierwszy lub po modernizacji instalacji OZE.

 

  • Rozszerzenie zakresu rozdziału 3 ustawy OZE (zasady i warunki wykonywania działalności w zakresie wytwarzania energii elektrycznej z biogazu rolniczego lub biopłynów oraz wytwarzania biogazu rolniczego lub biopłynów) o zasady i warunki w zakresie wytwarzania energii elektrycznej z biogazu rolniczego lub biopłynów oraz wytwarzania biogazu rolniczego;

 

Zgodnie z projektem, działalność gospodarcza w zakresie wytwarzania biometanu z biogazu rolniczego będzie działalnością regulowaną i będzie wymagać wpisu do jawnego rejestru wytwórców biogazu rolniczego, prowadzonego przez Dyrektora Generalnego Krajowego Ośrodka Wsparcia Rolnictwa. Obowiązki wytwórcy prowadzącego działalność gospodarczą w zakresie biogazu rolniczego zostały rozszerzone, poza obowiązującymi obecnie, o obowiązek prowadzenia dokumentacji dotyczącej: ilości wytworzonego biogazu rolniczego, z wyszczególnieniem ilości wykorzystanej do wytworzenia energii elektrycznej, ilości biogazu rolniczego wykorzystanego do wytworzenia biometanu oraz ilości wytworzonego biometanu z biogazu rolniczego, z wyszczególnieniem ilości sprzedanej (wraz ze wskazaniem danych podmiotu, który zakupił biometan z biogazu rolniczego) oraz ilości biometanu wykorzystanego w inny sposób. Inne kwestie dotyczące wytwarzania biometanu z biogazu rolniczego będą regulować obowiązujące przepisy dotyczące wytwarzania biogazu.

 

  • Poszerzenie obszaru działalności spółdzielni energetycznych poprzez umożliwienie im działania w obszarze jednego operatora systemu dystrybucyjnego gazowego, zaopatrującego także w biogaz rolniczy lub biometan;

 

  • Uchylenie przepisów dotyczących wniosku o wydanie urzędowego potwierdzenia efektu zachęty (art. 47a ustawy OZE) oraz przepisów stanowiących o świadectwie pochodzenia biogazu rolniczego (art. 48 ustawy OZE i kolejne); Projekt zakłada odejście od systemu wsparcia dla biogazu rolniczego wprowadzonego do sieci dystrybucyjnej gazowej w postaci świadectw pochodzenia biogazu rolniczego. Art. 48 dotyczył słynnych „brązowych certyfikatów”

 

  • Wprowadzenie gwarancji pochodzenia dla biometanu i rozszerzenie zakresu przedmiotowego rejestru gwarancji pochodzenia o dane dotyczące gwarancji pochodzenia biometanu; Rejestr gwarancji obejmował dotychczas wyłącznie energię elektryczną z OZE oraz kogenerację z OZE. W projekcie dokonano zmiany art. 1 pkt 3. Rozszerzono możliwość wydania gwarancji pochodzenia dla biometanu (a także na takie rodzaje i nośniki energii jak: ciepło albo chłód albo wodór odnawialny). Zmiana ta wynika z faktu, że dyrektywa RED II mówi o konieczności rozszerzenia gwarancji pochodzenia na wskazane w projekcie inne rodzaje i nośniki energii.

 

  • Zmianę definicji paliw gazowych w ustawie Prawo energetyczne; Projekt ustawy zawiera również propozycję zmian w zakresie ustawy Prawo energetyczne. Zakłada się bowiem wprowadzenie biometanu do katalogu paliw gazowych. Propozycja zmiany jest zgodna z definicją biometanu wprowadzoną w projekcie, umożliwiając stosowanie tego nośnika energii w sieciach dystrybucyjnych i przesyłowych gazowych.

 

     

 • Projekt ustawy z dnia 11 lutego 2022 roku o zmianie ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych oraz niektórych innych ustaw.

 

W dniu 15.02.2022 roku opublikowano Projekt ustawy o zmianie ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych oraz niektórych innych ustaw. Znajduje się on na etapie konsultacji publicznych. Poniżej przedstawiono kilka proponowanych zmian.

 

W projekcie zmieniono definicję biowodoru, z wcześniejszej stanowiącej, iż „biowodór – wodór wytworzony z biomasy” na „biowodór – wodór wytworzony z biomasy, w tym również wytworzony z biometanu”. Jak wskazano w uzasadnieniu do projektu, zmiana definicji biowodoru ma na celu doprecyzowanie pojęcia biowodoru, który będzie wykorzystywany jako biokomponent do produkcji paliw w procesach, w których biowodór wytworzony z biometanu, wbudowuje się w cząsteczki paliwa ciekłego. Podkreślono również, że ten proces technologiczny będzie istotny dla wypełnienia obowiązków związanych z realizacją Narodowego Celu Wskaźnikowego. W projekcie dodano także nowy punkt w brzmieniu: „biometan biometan w rozumieniu art. 2 pkt 3c ustawy z dnia 20 lutego 2015 roku o odnawialnych źródłach energii”. Należy dodać, że oczywiście chodzi o definicję biometanu wprowadzoną projektem ustawy o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw.

 

W celu dostosowania definicji ustawowych do treści dyrektywy RED II utworzono nową definicję stanowiącą, że przez biopaliwa gazowe należy rozumieć sprężony lub skroplony biometan lub biowodór stanowiące samoistne paliwa. Biowodór, jak i sprężony biometan zostały wykreślone z obecnie obowiązującej definicji biopaliw ciekłych.

 

W projekcie dodano również art. 23d, który w ust. 2, wskazuje, że: „podmiot, który posiada koncesję na wytwarzanie paliw ciekłych, w zakresie procesów przerobu ropy naftowej lub półproduktów rafinacji ropy naftowej i innych węglowodorów, obowiązany jest do zapewnienia w udziale, o którym mowa w ust. 14 udziału biowodoru wytworzonego z biometanu w wysokości nie mniejszej niż 1,75% ogólnej ilości wytwarzanych paliw ciekłych i biopaliw ciekłych stosowanych w transporcie drogowym i kolejowym, rozporządzanych przez dokonanie jakiejkolwiek czynności prawnej lub faktycznej, skutkującej trwałym wyzbyciem się tych paliw na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej przez podmiot realizujący Narodowy Cel Wskaźnikowy lub zużywanych przez ten podmiot na potrzeby własne na tym terytorium”.

 

Jak wskazano w uzasadnieniu projektu, obowiązek dotyczy podmiotów wykorzystujących obecnie kopalny metan w krajowych instalacjach przerobu ropy, a nałożone zobowiązanie określono na minimalnym poziomie, w celu zapewnienia wsparcia ze strony transportu dla rozwoju krajowego sektora biometanu zgodnie z propozycją nowelizowanej ustawy o odnawialnych źródłach energii, co pomoże uruchomić pierwsze biometanownie zatłaczające do sieci dystrybucyjnych gaz produkowany w oparciu o lokalnie dostępne surowce.

 

Dodano również ust. 5 art. 35a, nakazujący podmiotom, które posiadają koncesję na wytwarzanie, w procesach przerobu ropy naftowej lub półproduktów rafinacji ropy naftowej i innych węglowodorów, paliw ciekłych, o których mowa w art. 2 ust. 1 pkt 10, zapewnienia w udziale, o którym mowa w ust. 45 udziału biowodoru wytworzonego z biometanu w wysokości nie mniejszej niż: w roku 2025 – 0,1%; w roku 2026 – 0,2%; w roku 2027 – 0,4%; w roku 2028 – 0,7%; w roku 2029 – 1,1%.

 

W uzasadnieniu projektu wskazano, że projektowana ustawa transponuje do polskiego prawa dyrektywę RED II w zakresie wykorzystania w transporcie niskoemisyjnych paliw oraz energii elektrycznej, a także:

 

  • Uwzględnia wymóg dyrektywy RED II dotyczący minimalnego udziału zaawansowanych biopaliw i biokomponentów, w tym biometanu wyprodukowanych z surowców wskazanych w załączniku IX, części A dyrektywy RED II w sektorze transportu;

 

  • Wdraża poszerzony katalog paliw, którymi można realizować NCW o paliwa węglowe pochodzące z recyklingu, biometan, biokomponenty zaawansowane oraz biopaliwa gazowe, pozyskiwane dzięki zagospodarowaniu odpadów, zamiast ich kompostowania czy składowania, na rzecz prowadzenia gospodarki w obiegu zamkniętym, odzyskiwania energii oraz surowców w celu wielokrotnego ich wykorzystywania;

 

  • Promuje biometan, w tym biometan zaawansowany umożliwiający realizację celów NCW, poprzez wprowadzenie minimalnego poziomu wykorzystania biometanu przez podmioty wytwarzające paliwa ciekłe w procesach rafineryjnych;

 

Jako główny cel projektowanej ustawy, oprócz wskazania konieczności rozwoju rynku paliw transportowych w kierunku zwiększenia wykorzystania energii odnawialnej oraz zmniejszenie emisyjności sektora transportu, podkreślono także stworzenie warunków dla rozwoju technologii biokomponentów zaawansowanych, biometanu, jak również rozwoju stosowania energii elektrycznej OZE w pojazdach.

 

• Ustawa z dnia 2 grudnia 2021 roku o zmianie ustawy o elektromobilności i paliwach alternatywnych oraz niektórych innych ustaw.

 

Drugiego grudnia 2021 roku uchwalona została ustawa o zmianie ustawy o elektromobilności i paliwach alternatywnych oraz niektórych innych ustaw. Dla biometanu ta nowelizacja ma zasadnicze znaczenie, ze względu na zrównanie autobusów napędzanych biometanem z autobusami zeroemisyjnymi, czyli stworzenie rynku zbytu dla biometanu, rynku wymuszanego art. 36 ustawy. Zgodnie z nim jednostki samorządu terytorialnego (z wyłączeniem gmin i powiatów, których liczba mieszkańców nie przekracza 50 tys.) mają świadczyć usługi lub zlecać świadczenie usług komunikacji miejskiej podmiotom, które łącznie zapewnią udział autobusów zeroemisyjnych lub autobusów napędzanych biometanem we flocie użytkowanych pojazdów na obszarze tej jednostki samorządu terytorialnego wynoszący co najmniej 30% (Art. 1 pkt 21 projektu).

 

Jak wskazano w uzasadnieniu do projektu, rozszerzono katalog pojazdów jakie mogą być brane pod uwagę przy obliczaniu autobusów niskoemisyjnych o autobusy napędzane biometanem. Jest to uzasadnione, po pierwsze – poszerzeniem katalogu dostępnych pojazdów, jakie mogą być wykorzystane przy modernizacji taboru, po drugie tym, że biometan wykorzystywany jako paliwo w transporcie, biorąc pod uwagę również jego produkcję jest paliwem niskoemisyjnym. Zmiana ta będzie także stymulować rynek biometanu w Polsce (str. 29 uzasadnienia do projektu).

 

Według stanu na koniec 2020 r. po polskich drogach jeździło 10 725 pojazdów napędzanych CNG/LNG (dane Centralnej Ewidencji Pojazdów opracowane przez PZPM). Z drugiej strony, liczba autobusów miejskich (wszystkich rodzajów) wynosi ponad 12 tys. Obecnie łączna liczba autobusów zasilanych CNG wynosi blisko 800 w skali całego kraju. Autobusy miejskie przejeżdżają rocznie około 70 500 km. Obowiązek posiadania do 30% floty spełniającej wymogi zeroemisyjności lub napędu biometanowego realizowany jest stopniowo (od 1 stycznia 2021 powinno to być 5%) aż do 2028 r. Potencjalny rynek dla transportu miejskiego wymuszonego powyższym obowiązkiem to ok. 100 mln Nm3 biometanu. Zamiana paliwa w istniejących już autobusach zasilanych CNG na bioCNG to blisko 20 mln Nm3 biometanu.

 

• Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 23 września 2021 roku zmieniającego rozporządzenie w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu gazowego.

 

Według wykazu prac legislacyjnych MKiŚ (poz. 422) przewidziany termin wydania rozporządzenia to wrzesień 2022. Projekt podlegał konsultacjom publicznym, w trakcie których złożono szereg uwag. Najważniejsze propozycje zmian (z punktu widzenia biometanu):

 

  • Dodano do rozporządzenia definicję biometanu: biometan – gaz palny zawierający głównie metan, uzyskany z uzdatniania biogazu lub metanizacji biosyngazu;

  • Wydłużono terminy wydania warunków przyłączenia do sieci do 30, 60 i 90 dni, w zależności od grupy przyłączeniowej (poprzednio 21, 45 i 60 dni odpowiednio);

 

 

Zmiana parametrów jakościowych. Główna zmiana dotyczy dodania w § 38 ust. 1 dodatkowych (10) parametrów jakościowych paliw gazowych przesyłanych sieciami przesyłowymi i dystrybucyjnymi. Po pkt. 6) dodano:

 

7. Zawartość tlenu w paliwach gazowych nie powinna przekraczać 0,2% [mol/mol];

8. Zawartość ditlenku węgla nie powinna przekraczać 3,0% [mol/mol]; j.w.

9. Zawartość pyłu o średnicy cząstek większej niż 10 μm nie powinna przekraczać 1,0 mg/m3; j.w.

10. Zawartość siloksanów całkowitych nie powinna przekraczać 0,3 mg/m3 w przeliczeniu na krzem;

11. Gęstość względna powinna wynosić nie mniej niż 0,555 i nie więcej niż 0,700; j.w.

12. Zawartość wodoru w paliwach gazowych nie powinna przekraczać 0,0% [mol/mol]; j.w.

13. Zawartość tlenku węgla nie powinna przekraczać 0,1% [mol/mol]; j.w.

14. Zawartość związków chloru (jako chlor całkowity) nie powinna przekraczać 1,0 mg/m3; j.w.

15. Zawartość związków fluoru (jako fluor całkowity) nie powinna przekraczać 10,0 mg/m3; j.w.

16. Zawartość amoniaku nie powinna przekraczać 2,0 mg/m3 .”, j.w.

 

  •  Ciepło spalania dla „obszaru”6. „Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją paliw gazowych, w przypadku wprowadzania paliw gazowych do sieci gazowych o ciśnieniu nie wyższym niż 0,5 MPa, może przyjąć metodologię określania ciepła spalania paliw gazowych dla wyznaczonych obszarów, jako średnia ważona wartość ciepła spalania paliw gazowych dla wszystkich źródeł zasilających dany obszar.”

 

  • Zmiany w załączniku (dotyczące biometanu) ograniczenie mocy. Do załącznika dodano również kolejne punkty 3.6, 3.7 oraz dotyczący biometanu 4.3.

 

  •  „3.6. Urządzenia oraz instalacje mogą zostać przyłączone do sieci dystrybucyjnej o ciśnieniu wyższym niż 0,5 MPa w przypadku, gdy moc przyłączeniowa przekracza 10 000 m3/h i jednocześnie jest to uzasadnione specyfikacją techniczną przyłączanych urządzeń oraz instalacji lub charakterystyką pracy systemu dystrybucyjnego”.

  • „3.7. Urządzenia oraz instalacje przyłączone do sieci o ciśnieniu nie wyższym niż 0,5 MPa nie mogą być przełączone do sieci dystrybucyjnej o ciśnieniu wyższym niż 0,5 MPa”

  • Zmiany w załączniku (dotyczące biometanu) – możliwość zwiększania kaloryczności oraz ciśnienia.

 

Po pkt 4.2 dodaje się pkt 4.3 w brzmieniu: „4.3 Wymagania techniczne dla przyłączenia do sieci gazowej instalacji wytwarzających biometan: 

biometan:

 

  1. W punkcie dostarczania biometanu do sieci gazowej instaluje się urządzenia służące do przystosowania parametrów jakościowych biometanu do parametrów jakościowych paliw gazowych przesyłanych sieciami przesyłowymi lub dystrybucyjnymi, w tym w szczególności urządzenia służące do zwiększenia kaloryczności biometanu poprzez dodanie do niego innych rodzajów gazu;

  2. Na sieci dystrybucyjnej montuje się instalacje sprężania umożliwiające zatłoczenie biometanu do sieci o wyższym ciśnieniu, chyba że operator systemu dystrybucyjnego wskaże w warunkach przyłączenia, że budowa takiej instalacji nie jest wymagana”. Istotne są zmiany opisane w punktach 5 i 6 powyżej.

 

 

  • W pierwszym przypadku wyeliminowano praktycznie możliwości przyłączenia się do sieci Gaz-System (co do zasady są tam ciśnienia wysokie, powyżej 0,5 MPa, a trudno sobie wyobrazić instalację biometanową o produkcji powyżej 10 tys. Nm3/h – byłoby to 80 milionów Nm3 rocznie. sam fakt możliwości instalacji urządzeń do (w praktyce) podwyższenia ciepła spalania poprzez dodanie gazów wysokoenergetycznych do biometanu, jak również zatłaczaniu do sieci wyższych ciśnień, należy ocenić pozytywnie. Taka ocena jest jednak zakłócona brakiem konkretów, a szczególnie odpowiedzi na pytanie – kto ma to robić i kto ma za to płacić, ponadto kto o tym decyduje.

 

Pozostałe zmiany są zniechęcające albo neutralne, na tym etapie trudne do oceny.

 

 

• Biometan w Krajowym Planie Odbudowy

 

3.03.2021 r. Krajowy Plan Odbudowy został wysłany do Komisji Europejskiej, która potwierdziła otrzymanie dokumentu. Polska zwróciła się o łączną kwotę 23,9 mld euro w formie dotacji i 12,1 mld euro pożyczek, czyli łącznie ok. 164 mld zł.

 

W KPO znalazły się również propozycje dotyczące biogazu/ biometanu.

 

W treści Planu złożono wyraźną deklarację, że projekt nowelizacji ustawy z 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii zawiera szczegółowe regulacje prawne mające na celu określenie zasad prowadzenia działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania biometanu oraz określenia mechanizmów wsparcia dla tego rodzaju produkcji i wejdzie w życie 1 stycznia 2022 r. Kwestie związane z projektem zmiany ustawy OZE zostały przybliżone w rozdziale poświęconym nowelizacji.

 

Jak już wiadomo, termin ten nie był dotrzymany, a aktualnie podaje się II kwartał 2022 jako termin zatwierdzenia projektu przez Radę Ministrów – ciągle jest więc szansa na wejście w życie nowej ustawy w końcu 2022.

 

Ważną informacją w KPO jest szacunek zapotrzebowania na biometan w perspektywie 2030 r. na poziomie 1 mld m3/rok, co zdaniem autorów KPO, przełoży się na budowę około 500 instalacji o referencyjnej wielkości produkcji biometanu na poziomie 2 mln m3. KPO sygnalizuje również możliwość pojawienia się dodatkowego popytu pochodzącego z innych sektorów gospodarki, m.in. przemysłu i ciepłownictwa w następstwie zapoczątkowania procesu „zazieleniania” sieci gazowych.

 

Pozwoliłoby to na lepsze wykorzystanie potencjału jaki posiada Polska w zakresie biogazu, który może być wytwarzany z odpadów oraz pozostałości pochodzących w szczególności z sektora rolno -spożywczego oraz sektora komunalnego – szacowanego na blisko 7,8 mld m3 biogazu (przy okazji zasięgnęliśmy informacji w Ministerstwie Rolnictwa, które potwierdziło, że powyższe dane pochodzą ze stosunkowo konserwatywnej analizy przeprowadzonej kilka lat temu we współpracy z ARiMR). Autorzy KPO informują, że przygotowanie projektu poprzedzone zostało analizą potencjału oraz zapotrzebowania na biometan ze strony poszczególnych sektorów, w ramach której zidentyfikowano kierunki rozwoju tej branży w jej początkowej fazie rozwoju. Planowany w nowelizacji ustawy rozwój sektora biometanu tworzy warunki, które pozwolą w perspektywie roku 2030 zrealizować działania wynikające z założeń zawartych w Komunikacie Komisji Europejskiej do Parlamentu Europejskiego, Rady Europejskiej, Rady, Komitetu Ekonomiczno-Społecznego i Komitetu Regionów – Europejski Zielony Ład (Bruksela, 11.12.2019 r.,  COM(2019) 640 final), w tym szczególnie wzrostu udziału odnawialnych paliw gazowych w krajowym systemie gazowniczym.

 

Polskie Stowarzyszenie Biometanu zauważa, że biorąc pod uwagę planowany wzrost zużycia gazu w Polsce do ok. 30 mld Nm3 rocznie do 2030, przy utrzymaniu szacunku zapotrzebowania na biometan w ilości 1 mld Nm3 rocznie, 1 mld m3 biometanu oznaczałoby nieco ponad 3% udziału biometanu w sieci gazowej.

 

3% biometanu zastępującego gaz ziemny jest również szacunkiem dotyczącym całej Unii Europejskiej (oznacza to 18 do 20 mld Nm3 biometanu rocznie, w porównaniu z obecnymi 2,5 mld), tak więc nie odbiegamy tutaj od średniej europejskiej.

 

Wydaje się jednak, że ta produkcja może być większa, biorąc pod uwagę zasoby surowcowe oraz tzw. bonus opóźnienia, wynikający z praktycznego braku sektora biogazowego w Polsce w porównaniu z innymi krajami UE (w Polsce mamy ok. 300 biogazowni wszelkiego rodzaju, co plasuje nas na samym końcu listy krajów UE w przeliczeniu na liczbę mieszkańców. Liczba biogazowni w UE to ok. 19 tys. biometanowni – ok. 1 tys. Oznacza to, że KPO zakłada również, że planowane w ramach projektu wsparcie dla wytwórców biometanu będzie uzależnione od konieczności wprowadzenia przez wytwórcę biometanu do sieci gazowych oraz spełnienia wymogów w zakresie kryteriów zrównoważonego rozwoju, o których mowa w przepisach Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2001 z dnia 11 grudnia 2018 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych. Co do zgodności z kryteriami zrównoważonego rozwoju – wątpliwości budzi „obligo sieciowe”, o ile jest rozumiane dosłownie. W trakcie prac zespołów II i V powołanych w ramach przygotowania umowy sektorowej przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska ustalono, że przy obecnym systemie gazowym w Polsce istnieje możliwość przyłączenia do sieci niewielu ponad 100 instalacji – i to z dużymi ograniczeniami. System gazociągów musi być uzupełniany gazem sprężonym oraz skroplonym, tak jak ma to powszechnie miejsce w przypadku LNG, szczególnie w transporcie. 

 

KPO zakłada przygotowanie rozwiązań legislacyjnych umożliwiających wytwarzanie biometanu i jego wtłaczanie do sieci oraz wykorzystanie w transporcie, regulujących działalność wytwórców biometanu, tworzących odpowiednie systemy wsparcia w ramach systemu FIP, czyli pokrycia ujemnego salda, wprowadzających system gwarancji pochodzenia dla biometanu wtłaczanego do sieci przesyłowej i dystrybucyjnej gazowej, który ma służyć promocji wykorzystania biometanu oraz zachęcać odbiorcę końcowego do ich nabycia celem wykazania, że określona ilość gazu została wyprodukowana ze źródeł odnawialnych.

 

Zakłada się m.in.:

 

  • – Nowelizację ustawy OZE zawierającej pakiet biometanowy (projekt został omówiony w poświęconym mu rozdziale);

 

  • – Notyfikacja programu pomocowego dla sektora biometanu w KE;

 

  • - Zwiększenie wykorzystania alternatywnych źródeł energii, w tym przede wszystkim zwiększenie wykorzystania wodoru (pod tym pojęciem w KPO mieści się wyłącznie odnawialny i niskoemisyjny wodór) jako paliwa. Przyjęcie legislacyjnego pakietu wodorowego – przepisów określających szczegóły funkcjonowania rynku, implementujących prawo UE, z uwzględnieniem zasady DNSH, w tym zakresie oraz wdrażających system zachęt do produkcji niskoemisyjnego wodoru przyspieszy rozwój zeroemisyjnego transportu.

 

Ważną rolę w transformacji energetycznej odgrywać będzie rozwój także innych gazów zdekarbonizowanych, tj. np. biometanu;

 

  • Rozwój rynku biometanu, w tym rozwiązań zdecentralizowanych;

 

  • Rozwój rynku biogazu i biometanu, w tym rozwiązań zdecentralizowanych;

 

  • W zakresie inwestycji wsparcie uzyskają: projekty związane z budową morskich farm wiatrowych, budowa infrastruktury w portach morskich do obsługi sektora morskiej energetyki wiatrowej, instalacje OZE realizowane przez społeczności energetyczne oraz rozwój sieci przesyłowych i inteligentna infrastruktura elektroenergetyczna.

 

Cytujemy tutaj również zapisy o wodorze, chociaż autorzy KPO mają na myśli zapewne inne wodory aniżeli biowodór. Nieunikniony jest jednak rozwój technologii produkcji rzeczywistego biowodoru w procesach beztlenowych, jako technologii prawdopodobnie najtańszej (po osiągnięciu dojrzałości technologicznej) i – co najważniejsze – nie budzącej wątpliwości co do biologicznego pochodzenia produktu finalnego. Nieco gorszą informacją jest, że autorzy KPO nie przewidują wparcia inwestycyjnego dla sektora biometanu, poza niedookreślonymi „społecznościami energetycznymi” oraz prawdopodobnie państwowymi sieciami gazowymi.

 

Szczegółem o charakterze technicznym jest określenie „instalacji referencyjnej” jako biometanowni produkującej 2 mln Nm3 biometanu rocznie, naszym zdaniem, biorąc pod uwagę niewielką ilość akceptowalnych lokalizacji oraz długotrwałe procedury środowiskowe, większość instalacji biometanowych będzie miało zdolności produkcyjne w przedziale– 2-4 mln Nm3 rocznie, tak jak przyjmuje ntb. PKN Orlen oraz PGNiG.

 

Szczegółowo parametry jakościowe określone są również w wytycznych technicznych Izby Gospodarczej Gazownictwa: WT-IGG-3501:2019 pt. Wymagania jakościowe i techniczne dla biometanu wprowadzanego do sieci dystrybucyjnej, które zaleca się do stosowania przez wszystkie firmy zrzeszone w Izbie Gospodarczej Gazownictwa – obecnie 1657 podmiotów.

 

Należy zwrócić uwagę, że w proponowanej definicji ustawowej biometanu mowa jest o gazie spełniającym określone parametry jakościowe, bez względu na jego formę i przeznaczenie, w standardzie IGG mowa jest o gazie „wtłaczanym do sieci operatora” (systemu przesyłowego lub dystrybucyjnego), w normach polsko-europejskich biometan to po prostu gaz zawierający głównie metan, uzyskany z uzdatniania biogazu lub metanizacji biosyngazu.

 

Definiowanie biometanu za granicą oparte jest na podobnych zasadach, tzn. uważa się, że biometan to gaz powstający w wyniku procesu poprawiającego jakość biogazu, poprzez obniżenie poziomu dwutlenku węgla, siarkowodoru, wilgoci i innych gazów. Czasami nazywa się go odnawialnym gazem ziemnym (RNG), a jeśli jest sprężany lub skraplany i stosowany jako paliwo do pojazdów, jest znany jako sprężony gaz biometanowy (CBG-Compressed Biogas) lub – w przypadku skroplenia – jako LBG (Liquefied Biogas).

 

W Polsce nie dopracowaliśmy jeszcze powszechnie stosowanych określeń dla obu tych form występowania biometanu. Prawdopodobnie największą popularności uzyskają bioCNG i bioLNG (pomimo pewnej nielogiczności, bo przecież CNG to Compressed Natural Gas i Liquefied Natural Gas odpowiednio). 

 

Obecnie nie ma dokładnej uniwersalnej definicji ani normy określającej skład biometanu, jednak przyjmuje się, że biometan jest to biogaz o parametrach gazu sieciowego, lub zbliżonych, bez różnicy co do stanu skupienia, przy czym najważniejszym elementem jest zawartość metanu zbliżona do występującej w dostępnym lokalnie gazie „ziemnym”.

 

 

Autor tekstu: Marek Pituła - Prezes Polskiego Stowarzyszenia Biometanu

 

Tekst pochodzi z: Raport Biogaz w Polsce 2022 - Magazyn Biomasa

Rynek biometanu w UE i w Polsce – stan prawny

02 czerwca 2022
biometan prawo w polsce Polskie Stowarzyszenie Biometanu