Rozwój rynku biogazu w Polsce wymaga rozwiązywania wielu problemów o charakterze ekonomicznym, finansowym, prawnym, organizacyjnym i menedżerskim.
Poniższy tekst opisuje je oraz proponuje kierunkowe rozwiązania, które mogą przełożyć się na realny wzrost wykorzystania w sektorze gazowym paliw odnawialnych produkowanych w rolnictwie.
Parametry biometanu wprowadzanego do sieci
Opis problemu:
W sektorze gazu ziemnego, pomimo ostatniej nowelizacji rozporządzenia Ministra Gospodarki z 2 lipca 2010 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu gazowego (Dz. U. z 2018 poz. 1158; zmiana z 6 sierpnia 2022 r.), nadal istnieją przeszkody regulacyjne utrudniające wprowadzenie biometanu do sieci gazowej.
Najistotniejszym problemem jest ustalony w ramach § 40 ww. rozporządzenia wymóg, aby ciepło spalania gazu (w tym biometanu) wprowadzonego do sieci gazowej w ramach wyznaczanego przez operatora obszaru rozliczeniowego (tzw. ORCS) nie odbiegało o więcej niż +/– 3% od wartości ciepła spalania paliw gazowych określonej w którymkolwiek punkcie danego obszaru.
Powyższe rozwiązanie zostało wprowadzone z uwagi na fakt, że w sektorze gazu ziemnego rozliczenia prowadzi się w jednostkach energii, a że nie jest możliwe wyposażenie każdego punktu wyjścia do odbiorcy w chromatograf dokonujący pomiaru ciepła spalania (ilości dostarczonej energii), ustawodawca wprowadził opisane ww. limity. Takie rozwiązanie ma w założeniu gwarantować, że odbiorcy będą uiszczali opłaty za ilość energii maksymalnie zbliżoną do ilości energii faktycznie przez nich odebranej.
Niemniej jednak z uwagi na znaczną różnicę w cieple spalania biometanu oraz gazu ziemnego transportowanego sieciami gazowymi (w tym gazu pochodzącego z terminalu w Świnoujściu), w praktyce w sytuacji wprowadzania biometanu do sieci nie jest możliwe dotrzymanie limitu +/– 3%. Powyższe skutkuje koniecznością wydawania przez operatorów odmów przyjęcia biometanu bądź podjęciem działań w celu podwyższenia ciepła spalania biometanu (poprzez dodanie do niego propanu), co jednak zwiększa koszty wprowadzenia biometanu do sieci.
Propozycja rozwiązania:
Należy zaproponować zwiększenie opisanego powyżej limitu (np. do 10%), a jeżeli to okaże się niemożliwe, ewentualnie uregulowanie zasad uzdatniania biometanu wprowadzanego do sieci.
Wprowadzenie rozwiązań legislacyjnych uwzględniających ograniczoną chłonność sieci gazowych
Opis problemu:
Należy zwrócić uwagę, że nie w każdym obszarze możliwe jest całoroczne wprowadzanie biometanu do sieci gazowej. Powyższe związane jest przede wszystkim z tzw. chłonnością sieci gazowej, tj. istnieniem obszarów, w których z uwagi na zbyt niskie ciśnienie sieci nie jest możliwe wprowadzenie do niej biometanu (obniżona chłonność może występować sezonowo). Obecnie inwestorzy nie mają wiedzy, gdzie znajdują się obszary o ograniczonej chłonności, a informację taką uzyskują dopiero po złożeniu wniosku o określenie warunków przyłączenia do sieci.
Propozycja rozwiązania:
Z uwagi na powyższe, można rozważyć wprowadzenie przepisów, które umożliwią operatorom określanie obszarów, w których istnieje wystarczająca chłonność sieci gazowych pozwalająca na całoroczny lub sezonowy odbiór biometanu. Informacje w tym zakresie mogłyby być publikowane na stronie internetowej operatorów, co ułatwiałoby podejmowanie decyzji przez inwestorów (zbliżone rozwiązanie funkcjonuje w niektórych krajach UE). W sytuacji wyznaczenia obszarów o ograniczonej chłonności, operator miałby natomiast prawo do odmowy przyłączenia bez konieczności przeprowadzania szczegółowej analizy wniosku. Jak się wydaje, tego typu rozwiązania mogłyby znacząco uprościć i przyspieszyć procedury przyłączania biometanowni.
Wdrożenie mechanizmu pobierania opłat za wprowadzanie biometanu do sieci dystrybucyjnej – model taryfowy entry–exit w ramach OSD
Opis problemu:
Model taryfowy obowiązujący aktualnie w sektorze dystrybucji paliw gazowych sprawia, że operatorzy mogą nie być zainteresowani przyłączeniem do sieci dystrybucyjnej źródeł, w tym biometanowni. Opłaty dystrybucyjne pobierane są bowiem jedynie w punktach wyjścia z sieci dystrybucyjnej, co oznacza, że podmiot wprowadzający do sieci dystrybucyjnej gaz (w tym biometan) nie uiszcza na rzecz operatora żadnych opłat z tytułu świadczonych na jego rzecz usług dystrybucji. Tak więc przyłączenie biometanowni z jednej strony może generować koszty po stronie operatora (konieczność dostosowania sieci, poprawy jakości biometanu itd.), a z drugiej strony nie generuje żadnych dodatkowych przychodów.
To tylko fragment artykułu. Cały przeczytasz w „Magazynie Biomasa”. Sprawdź poniżej:
Tekst: dr Adam Węgrzyn, Dyrektor Instytutu Zrównoważonego Gospodarowania Energią Uniwersytet Ekonomiczny we Wrocławiu
Zdjęcie: Shutterstock
Newsletter
Bądź na bieżąco z branżą OZE
