biometan

Prace sejmowe nad specustawą dotyczącą biogazowni rolniczych

Aktualności, Energetyka, Gaz, Klimat, OZE, Samorządy, Środowisko, , , , Możliwość komentowania Prace sejmowe nad specustawą dotyczącą biogazowni rolniczych została wyłączona

8 maja 2023 r. do Sejmu wpłynął zatwierdzony klika dni wcześniej przez Radę Ministrów rządowy projekt ustawy o ułatwieniach w przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie biogazowni rolniczych, a także ich funkcjonowania (druk sejmowy numer 3196) (projekt). Jak można wyczytać z jego uzasadnienia, opracowywane przepisy mają stanowić odpowiedź „na pilną potrzebę zwiększania liczby stabilnych, sterowalnych i odpornych na zmienne uwarunkowania meteorologiczne i czynniki zewnętrzne instalacji odnawialnych źródeł energii w polskim miksie energetycznym”. Proponowane przez Ministra Rolnictwa i Rozwoju Wsi zmiany są mają przede wszystkim przyspieszyć procedury w zakresie lokalizacji i budowy biogazowni rolniczych, a także ułatwić wprowadzanie do obrotu pofermentu jako nawozu. Poniżej przedstawione zostaną pomysły mające zmodyfikować proces inwestycyjno-budowlany.

Zmiany definicyjne

Projektodawca zamierza wprowadzić zmianę prawnego pojęcia biogazu rolniczego. Treść przepisu art. 2 pkt 2 ustawy z dnia 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródła energii (ustawa OZE) ma ulec modyfikacji w taki sposób, że przez biogaz rolniczy będzie należało rozumieć gaz otrzymywane w procesie fermentacji metanowej:

  1. produktów rolnych oraz produktów ubocznych rolnictwa, w tym odchodów zwierzęcych,
  2. produktów z przetwórstwa produktów pochodzenia rolniczego i produktów ubocznych, odpadów lub pozostałości z tego przetwórstwa, w tym z przetwórstwa i produkcji żywności, pochodzących z zakładów przemysłowych, a także z zakładów oczyszczalni ścieków z przetwórstwa rolno-spożywczego, w których jest prowadzony rozdział ścieków przemysłowych od pozostałych rodzajów osadów i ścieków,
  3. produktów spożywczych przeterminowanych lub nieprzydatnych do spożycia,
  4. tłuszczów i mieszanin olejów z separacji olej/woda zawierających wyłącznie oleje jadalne i tłuszcze,
  5. biomasy roślinnej zebranej z terenów innych niż zaewidencjonowane jako rolne,
  6. odchodów zwierzęcych pozyskanych z działalności innej niż rolnicza.

Biogazem rolniczym nie będzie biogaz pozyskiwany z odpadów komunalnych, ze składowisk odpadów, a także z substratów pochodzących z oczyszczalni ścieków innych niż wymienione powyżej.

W powiązaniu z tązmianą planuje się wprowadzenie prawnego pojęcia biogazowni rolniczej. Zgodnie z art. 2 pkt 2 projektu za taką ma być uznawana instalacja odnawialnego źródła energii w rozumieniu art. 2 pkt 13 ustawy OZE służąca do wytwarzania biogazu rolniczego, energii elektrycznej z biogazu rolniczego, ciepła z biogazu rolniczego lub biometanu z biogazu rolniczego. Warto podkreślić, że odniesienie do wytwarzania biometanu koresponduje z zapisami procedowanego równolegle rządowego projektu ustawy o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw (druk sejmowy numer 3279), który ma wprowadzić przepisy regulujące wytwarzanie tego gazu jako produktu uzyskiwanego z biogazu rolniczego.

Zakres zastosowania specustawy

Zakres przyszłego zastosowania projektu jest szczegółowo określony i można w nim wyróżnić aspekt podmiotowy i przedmiotowy. Gdy chodzi o ten pierwszy, w art. 3 projektu zawarto zamknięty katalog podmiotów, które będą mogły skorzystać z opracowywanych przepisów. Należą do nich m.in.:

  1. osoby fizyczne, jednostki organizacyjne niebędące osobami prawnymi, którym ustawa przyznaje zdolność prawną, lub osoby prawne, które w ramach działalności rolniczej prowadzą gospodarstwo rolne lub dział specjalnej produkcji rolnej,
  2. osoby fizyczne, o których mowa wyżej, wpisane do Centralnej Ewidencji i Informacji o Działalności Gospodarczej, których przedmiot wykonywanej działalności gospodarczej obejmuje wytwarzanie energii elektrycznej, ciepła, biogazu rolniczego lub biometanu z biogazu rolniczego,
  3. spółdzielnie energetyczne, spółdzielnie albo spółdzielnie rolników czy
  4. koordynatorzy klastrów energii.

Zasadniczo adresatami rozwiązań przewidzianych w projekcie mają być podmioty związane z branżą rolniczą i rolno-spożywczą. Proponowane regulacje nie wykluczają jednak tworzenia spółek celowych, przy czym będzie to możliwe jedynie, gdy wskazane w projekcie podmioty związane z branżą będą posiadały w nich udziały lub akcje.

Projekt ma stanowić podstawę rozwoju biogazowni przy gospodarstwach rolnych oraz zakładach przetwórstwa rolno-spożywczego. Z tego powodu powyższy aspekt podmiotowy zastosowania przepisów projektu został zawężony o aspekt przedmiotowy. Otóż, zgodnie z art. 4 ust. 1 projektu, opracowywane rozwiązania mają dotyczyć biogazowni rolniczych, które:

  1. zlokalizowane zostaną na nieruchomości, do której tytuł posiada podmiot uprawniony prowadzący gospodarstwo rolne lub działalność określoną w art. 3 pkt 4 lub 5 projektu, z których będzie pochodzić co najmniej część substratów wykorzystywanych w tej biogazowni rolniczej;
  2. w przypadku gdy przedmiotem działalności w tej biogazowni będzie wytwarzanie:
    1. energii elektrycznej – łączna moc zainstalowana elektryczna jest nie większa niż 3,5 MW,
    1. ciepła – łączna moc osiągalna cieplna w skojarzeniu jest nie większa niż 10,5 MW,
    1. biogazu rolniczego – roczna wydajność produkcji biogazu rolniczego nie przekracza 14 mln m3,
    1. biometanu – roczna wydajność produkcji biometanu z biogazu rolniczego nie przekracza 8,4 mln m3;
  3. do wytwarzania biogazu rolniczego, energii elektrycznej ,ciepła lub biometanu z biogazu rolniczego wykorzystuje się wyłącznie substraty, których lista ma zostać określona w rozporządzeniu wydanym przez ministra właściwego do spraw rolnictwa w porozumieniu z ministrem właściwym do spraw klimatu.

Odmienne zasady rozmieszczania biogazowni rolniczych

Inwestycje objęte projektem będą mogły zostać zlokalizowane na szczególnych zasadach. Projektodawca wychodzi z inicjatywą kilku ułatwień w zakresie rozmieszczenia tego typu inwestycji, włącznie z wprowadzeniem nowego sposobu określenia miejsca położenia przedsięwzięcia.

W przypadkach gdy na danym obszarze uchwalono miejscowy plan zagospodarowania przestrzennego, przewiduje się możliwość szerszego odczytania zawartego w nim przeznaczenia terenu. W art. 6 projektu zaproponowano, aby w przypadkach, gdy z planu wynika przeznaczenie terenu dopuszczające lokalizację zabudowy związanej z rolnictwem, produkcją lub magazynowaniem, możliwe było także lokalizowanie biogazowni rolniczych, chyba że:

  1. ustalenia planu zakazują lokalizacji takich biogazowni,
  2. powierzchnia gruntów rolnych planowanych do przeznaczenia pod biogazownie jest większa niż 1 ha,
  3. zmiana przeznaczenia gruntów rolnych wymaga zgody marszałka województwa.

Z kolei w sytuacjach, gdy na danym obszarze nie uchwalono planu miejscowego, inwestor będzie mógł zrealizować swoje zamierzenie w oparciu o decyzję o warunkach zabudowy. Jednak dla inwestycji w zakresie „małej” biogazowni rolniczej (o mocy zainstalowanej elektrycznej do 1 MW lub wytwarzającej ekwiwalentną ilość ciepła, biogazu lub biometanu), w art. 13 projektu przewidziano ułatwienia polegająca na m.in. określeniu, że decyzja powinna zostać wydana w terminie 65 dni od dnia złożenia wniosku, zaś uchybienie temu terminowi wiązać się będzie z nałożeniem kary pieniężnej na organ administracji.

Z powyższych ułatwień w zakresie planów i decyzji nie będą mogły skorzystać biogazownie rolnicze, których:

  1. łączna moc zainstalowana elektryczna jest większa niż 1 MW – w przypadku gdy przedmiotem działalności będzie wytwarzanie energii elektrycznej;
  2. łączna moc osiągalna cieplna w skojarzeniu jest większa niż 3 MW -w przypadku gdy przedmiotem działalności będzie wytwarzanie ciepła;
  3. roczna wydajność produkcji biogazu rolniczego przekracza 4 mln m3 – w przypadku gdy przedmiotem działalności będzie wytwarzanie biogazu rolniczego;
  4. roczna wydajność produkcji biometanu z biogazu rolniczego przekracza 2,4 mln m3 – w przypadku gdy przedmiotem działalności będzie wytwarzanie biometanu.

Ich lokalizacja powinna nastąpić zgodnie z ogólnymi zasadami wynikającymi z ustawy z dnia 27 marca 2003 r. o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym. Jednak projektodawca oferuje ograniczoną w czasie (do 31 grudnia 2025 r.) alternatywę polegającą na wprowadzeniu całkowicie nowej procedury rozmieszczenia inwestycji. Projektowany art. 19 ust. 4 dopuszcza lokalizację biogazowni rolniczej niezależnie od istnienia lub ustaleń miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego, pod warunkiem że taka inwestycja nie będzie sprzeczna ze studium uwarunkowań i kierunków zagospodarowania przestrzennego gminy oraz uchwałą o utworzeniu parku kulturowego, a rada gminy podejmie uchwałę o ustaleniu lokalizacji biogazowni rolniczej.

Pozostałe zmiany w procesie inwestycyjno-budowlanym dla biogazowni rolniczych

Zmiany mają dotknąć także procedury regulującej wydawanie pozwoleń na budowę. Planuje się, aby właściwy organ był zobowiązany do wydania decyzji w terminie 45 dni od dnia złożenia wniosku w tej sprawie, a w przypadku jego naruszenia organ wyższego stopnia będzie wymierzał karę na zasadach określonych w art. 35 ust. 6 ustawy z dnia 7 lipca 1994 r. Prawo budowlane.

Projekt obejmuje także zmiany przepisów ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne w zakresie wydania warunków przyłączenia biogazowni rolniczej do sieci. Zgodnie z przedstawionymi propozycjami przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się dystrybucją energii elektrycznej będzie obowiązane wydać warunki przyłączenia dla podmiotu uprawnionego w terminie 90 dni od dnia złożenia wniosku o przyłączenie do sieci. Dotyczyć to ma biogazowni rolniczych o mocy zainstalowanej elektrycznej nieprzekraczającej 2 MW.

***

Zmiany zaproponowane w projekcie mogą dla wielu inwestorów stanowić zachętę do zaangażowania kapitału w biogazownie rolnicze. Usprawnienie procedur na etapie lokalizowania tego typu inwestycji (co z natury rzeczy jest sprawą kontrowersyjną społecznie) oraz ich budowy może przełożyć się na większą przewidywalność całego procesu.

Autor: Marcel Krzanowski, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

Biogazownie – szansa na oszczędności i dbałość o środowisko

Aktualności, Energetyka, Gaz, Klimat, Środowisko, , , , , Możliwość komentowania Biogazownie – szansa na oszczędności i dbałość o środowisko została wyłączona

Biogaz i biometan to produkty, w których pokłada się nadzieje na zwiększenie europejskiego bezpieczeństwa energetycznego. Redukcja emisji CO2 wspiera dekarbonizację sektora energetycznego i rolniczego. Im szybciej na rynku energii pojawi się biogaz i biometan, tym szybszy będzie rozwój różnych sektorów rynkowych, jak np. transport lotniczy, transport morski, rolnictwo, ciepłownictwo czy energetyka.

  • W ciągu 8 lat UE rozszerzy ilość produkowanego biogazu i biometanu dzięki strategii “From Farm to Fork”
  • Mikrobiogazownie skierowane do małych i średnich gospodarstw rolnych i odbiorców indywidualnych pozwolą zmniejszyć zapotrzebowanie na węgiel
  • Wykorzystanie zielonego wodoru w transporcie skutkować będzie zyskiem dla środowiska i oszczędnościami konsumentów
  • Dywersyfikacja źródeł energii zapewni stabilność dostaw energii i dbałość o środowisko

Zielony wodór przyszłością energetyki

Paliwa kopalne wciąż są filarem rozwoju przemysłu, a przez to także naszej codzienności. Tymczasem to transformacja energetyczna, odnawialne źródła energii i paliwa to pretekst do formułowania nowych pomysłów, planów i postulatów na dywersyfikację źródeł energii i dekarbonizację miksu energetycznego. Przy okazji rozważań o tym, mocny akcent kładzie się na zielony wodór. Wszystko po to, by osiągnąć w najbliższych dziesięcioleciach taki status pod względem emisji, który będzie co najmniej neutralny dla klimatu, do czego zobowiązuje nas chociażby Komisja Europejska.

Powyższe zagadnienia są dogłębnie analizowane podczas Konferencji Energetycznej EuroPOWER & OZE POWER. W 2023 roku odbędzie się ona 13-14 kwietnia w Warszawie. To ponad 500 uczestników, 70 prelegentów, aż 11 merytorycznych debat, którym towarzyszy 45 partnerów i patronów. W programie są prelekcje m.in. o transformacji energetycznej, ciepłownictwie, energetyce jądrowej, wiatrowej oraz elektryfikacji transportu.

Biogazownie jako metoda na dywersyfikację źródeł energii

Unia Europejska od dłuższego czasu ma plany tworzenia zdekarbonizowanej i konkurencyjnej gospodarki. Projekt ten, nazwany Europejskim Zielonym Ładem, zakłada rozszerzenie ilości produkowanego i zużywanego biogazu i biometanu. Obecnie te składniki zaspokajają niecałe 5% popytu na gaz w UE. Dlatego strategia „From Farm to Fork” prowadzi do rozwoju społeczności, które wykorzystują biogaz pochodzący z odpadów rolniczych na terenach wiejskich. W odpowiedzi na przerwane łańcuchy dostaw energii przez wojnę w Ukrainie, unijny system energetyczny ma ambicje przekształcania się w rekordowym tempie. W ciągu 8 lat planowane jest wybudowanie 1000 dużych instalacji.

Mikrobiogazownie – małe kroki do wielkiego sukcesu

Na potrzeby dywersyfikacji źródeł energii odpowiada też firma Global Hydrogen, która w 2023 roku planuje wprowadzić na rynek pierwsze modułowe mikrobiogazownie. To rozwiązanie o mocy do 5 kW, które producent kieruje do małych i średnich gospodarstw rolnych oraz odbiorców indywidualnych. Pozwoli ono zmniejszać zapotrzebowanie na węgiel i inne szkodliwe dla środowiska źródła ciepła i energii.

Jaki jest potencjał biogazu i biometanu? Czy to faktycznie szansa na tańszy prąd i ciepło?

Energia elektryczna i cieplna pozyskiwana z biogazu produkowana jest w odnawialnym źródle energii bardzo stabilnie, bo nie jest pogodozależna, ale pracuje w trybie ciągłym . Potencjał bioodpadowy kraju pozwala na budowę nawet kilku tysięcy mniejszych i większych instalacji, zarówno zintegrowanych z rynkiem rolno-spożywczym, jak i działających na wysypiskach odpadów i oczyszczalniach ścieków. Jednak obecnie branża biogazowa jest niedoinwestowana, gdyż ustawodawca nie docenia jej charakteru polegającego nie tylko na produkcji energii, ale i utylizacji odpadów, a przez to pochłaniania szkodliwych emisji, co powinno być osobno wynagradzane w systemach wsparcia.  

BioLNG powstające ze skroplonego biometanu to konieczność dla koncernów paliwowych zobowiązanych do realizacji Narodowego Celu Wskaźnikowego. Drogą do realizacji NCW jest budowa kilkuset odpowiednio dużych instalacji produkujących biogaz, oczyszczających go do biometanu i finalnie skraplających. Mamy wtedy do czynienia z paliwem powstającym w krajowych rozproszonych źródłach, co uzupełnia zawsze ryzykowny eksport i zwiększa niezależność paliwową kraju. – mówi Artur Zawisza, Prezes Zarządu, Unia Producentów i Pracodawców Przemysłu Biogazowego.

Energia z odpadów wykorzystywana w transporcie

Zielony wodór uważany jest za substytut paliw kopalnych, szczególnie w lotnictwie i transporcie morskim. Końcówka 2022 roku przyniosła istotne osiągnięcie w obszarze transportu lotniczego. W Wielkiej Brytanii uruchomiono pierwszy wojskowy samolot Airbus A330, w którym użyto zrównoważonego paliwa lotniczego SAF. Było to wspólne przedsięwzięcie RAF, DE&S oraz ich partnerów – Airbus, AirTanker, Rolls-Royce. Do tego zespołu dołączyła także firma Air BP, która dostarczyła paliwo. Do 2040 roku RAF planuje być pierwszymi siłami powietrznymi na świecie, które wyróżniać się będą zerową emisją netto.

Biogaz można stosować jako paliwo szczególnie w czasach obecnego kryzysu, co zabezpiecza produkcję energii. Dzięki temu biogaz potrafi dostarczyć nie tylko prąd, ale także ciepło. Pokłosiem tego stają się oszczędności konsumentów i zyski dla środowiska – resztki organiczne, z których biogaz powstaje nie są jedynie utylizowane, ale również przetwarzane i efektownie zagospodarowane.

Jakie panują trendy i jakie są obecne wyzwania w magazynowaniu energii?

Rozmiar energii odnawialnej należy mierzyć nie w mocy zainstalowanej wyrażonej w gigawatach, ale w realnej produkcji wyrażonej w gigawatogodzinach. Wtedy wyraźnie widać, że źródła pogodozależne uzyskują większą efektywność poprzez magazynowanie energii. Koncerny energetyczne powinny premiować przyłączanie do sieci magazynów  energii, a niezależnie od tego współdzielenie sieci pomiędzy mniej i bardziej stabilnymi odnawialnymi źródłami energii. – komentuje Artur Zawisza, Prezes Zarządu, Unia Producentów i Pracodawców Przemysłu Biogazowego.

Biogazownie a dywersyfikacja energetyczna

W czasach zachwiania bezpieczeństwa energetycznego, niezbędna jest dywersyfikacja źródeł energii i dekarbonizacja miksu energetycznego. Udział niezależnej energii w miksie energetycznym zapewnia stabilność dostaw energii i dbałość o środowisko. Do takich źródeł należą przykładowo: energetyka wiatrowa, jądrowa, czy biogazownie. Jest to zatem przyszłość, jeśli chodzi o metody dywersyfikacji źródeł energii.

Rozpatrując kwestie ogrzewania, można przywołać przykład wsi Przybroda w Województwie Wielkopolskim. To tam pod koniec 2022 roku ciepło produkowane w doświadczalnej biogazowni Uniwersytetu Przyrodniczego w Poznaniu, trafiło do mieszkańców części domów. Biogazownia powstała w 2019 roku, produkuje rocznie tyle ciepła, ile porównać można do efektu spalania 800 ton węgla. Docelowo system ciepłowniczy ma ogrzewać ponad 400 mieszkańców. Obecnie, w fazie eksperymentalnej, ciepło trafia do 58 odbiorców. Innowacją na skalę międzynarodową w tej biogazowni są takie rozwiązania jak np. akcelerator biotechnologiczny (hydrolizer), który ma zdolność przyspieszania wstępnego procesu fermentacji i rozkładu substratów.

Biogazownia możliwa niemal wszędzie

Inwestycje biogazowe, ale te mniejsze, o mocy poniżej 500 kW lub produkujące do 1 mln sześciennego metanu rocznie, mają łatwiejszą drogę realizacji. Nie jest tu konieczne wydanie decyzji środowiskowej, opracowanie raportu wpływu na środowisko ani też konsultacje społeczne. W związku z tym ścieżka administracyjna skrócona jest do minimum.

Biometan i wodór w sieci – korzystne zmiany w rozporządzeniu systemowym

Aktualności, Energetyka, Gaz, Klimat, OZE, , , , Możliwość komentowania Biometan i wodór w sieci – korzystne zmiany w rozporządzeniu systemowym została wyłączona

Z dniem 23 września 2022 r. weszło w życie rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 6 sierpnia 2022 r. zmieniające rozporządzenie w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu gazowego, zwane dalej „rozporządzeniem zmieniającym”. Podstawowym celem poprawek jest umożliwienie zatłaczania biometanu do sieci gazowej. Jego twórcom chodziło przede wszystkim o dostosowanie w tym zakresie uregulowań dotyczących jakości paliw gazowych poprzez określenie minimalnych wymagań dla substancji, których występowanie charakterystyczne jest dla produkcji biometanu, a które negatywnie oddziałują na sieć gazową, m.in. poprzez zwiększanie procesów korozyjnych. Ponadto nowe przepisy mają m.in. usunąć wątpliwości dotyczące zgodności rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 2 lipca 2010 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu gazowego, zwanego dalej „rozporządzeniem systemowym”, z przepisami prawa unijnego oraz dostosowanie rozporządzenia systemowego do zmian na poziomie ustawowym.

Parametry jakościowe dla biometanu

W celu umożliwienia zatłaczania biometanu do sieci gazowej, dostosowano parametry jakościowe dla paliw gazowych w sieciach określone w rozdziale 8 rozporządzenia systemowego. Przede wszystkim rozbudowano przepis § 38 ust. 1 poprzez określenie wymagań jakościowych w zakresie związków chemicznych, które występują w biometanie. W przypadku niektórych z nich, rozporządzenie zmieniające określa pożądany przedział udziału w paliwie gazowym, pozostawiając operatorom systemów gazowych pewną swobodę w zakresie odpowiedniego dostosowywania poszczególnych parametrów do stanu sieci czy innych aspektów technicznych dotyczących funkcjonowania systemu.

Proponowane rozwiązanie określa się jako kompromis pomiędzy zgłaszanymi przez branżę postulatami i uznaje się za możliwość dostosowania kluczowych parametrów w sposób, który sprzyjać będzie zatłaczaniu biometanu do sieci gazowej, jednocześnie nie powodując zagrożeń dla jej prawidłowego funkcjonowania oraz dla bezpieczeństwa ludzi i mienia.

Z uwagi na to, że wartości parametrów zawarte w § 38 ust. 1 rozporządzenia systemowego wskazują limity z określoną dokładnością (do jednego lub do trzech miejsc po przecinku), dostrzeżono potrzebę wprowadzenia regulacji dotyczących dopuszczalnego błędu pomiarowego. Przekroczenie tych wartości jest dopuszczalne w zakresie wynikającym z dopuszczalnego błędu pomiaru urządzenia układu pomiarowo-rozliczeniowego (§ 38 ust. 1c rozporządzenia systemowego).

Dopuszczalna domieszka wodoru

Kolejnym ważnym składnikiem paliwa gazowego mogącym mieć wpływ na elementy infrastruktury gazowej jest wodór. Jego obecność może wpłynąć m.in. na funkcjonowanie aparatury kontrolno-pomiarowej stosowanej w nadzorze procesu nawaniania paliw gazowych. Od przyjęcia Polityki energetycznej Polski do 2040 r. podkreślano konieczność dopuszczenia domieszkowania paliw gazowych gazami odnawialnymi w celu ich zazielenienia. Problemem jest jednak to, że domieszki wodoru istotnie wpływają na ciepło spalania gazu ziemnego. Ponadto nie było jasności co do tego czy domieszki liczone procentowo (np. 10%) powinny odnosić się do objętości, czy do masy.

Twórcy rozporządzenia zmieniającego postawili na rozwiązanie elastyczne dla operatorów systemów gazowych. Zgodnie z nowym przepisem § 38 ust. 1a rozporządzenia systemowego w paliwach gazowych dopuszcza się zawartość nie wyższą niż 10% [mol/mol] wodoru, w przypadku gdy urządzenia układu pomiarowo-rozliczeniowego, instalacje i sieci są dostosowane do przesyłania paliw gazowych o wyższej zawartości wodoru w sposób zapewniający bezpieczeństwo urządzeń odbiorców końcowych.

Zmiany w obowiązkach w zakresie badań jakości paliw gazowych

W drodze rozporządzenia zmieniającego odstępuje się od dotychczasowej praktyki polegającej na zobowiązaniu operatorów systemów gazowych do badania jakości paliw gazowych w punktach wejścia. Model ten zastąpiony zostaje przez model współdziałania pomiędzy podmiotami wprowadzającymi paliwa gazowe do sieci oraz operatorami. Docelowo rozwiązanie to ma zwiększyć bezpieczeństwo funkcjonowania sieci oraz sprawić, aby podział kosztów związanych z transformacją energetyczną został sprawiedliwie podzielony.

Ponadto zrezygnowano z wymogu wykonywania przez operatorów badań poszczególnych parametrów jakościowych w punktach sieci przesyłowej i dystrybucyjnej, w których możliwa jest istotna zmiana jakości biometanu. Uzasadnieniem dla zmiany jest fakt, że jeżeli paliwo gazowe posiada odpowiednie parametry w punkcie wejścia do systemu, to nie będzie wywierało wpływu na pracę sieci w innych jej miejscach.

Zmiany dostosowujące przepisy rozporządzenia systemowego do prawa unijnego

Rozporządzenie zmieniające wprowadza kilka korekt w słowniczku rozporządzenia systemowego. Po pierwsze, koryguje definicję legalną terminu przepustowość zarezerwowana systemu gazowego (dodanie na końcu dotychczasowej definicji po przecinku fragmentu „lub innymi wynikającymi z instrukcji zobowiązaniami operatorów, które są związane z rezerwowaniem przepustowości”). Po drugie, zastępuje termin „zgłoszenie zapotrzebowania” terminem „nominacja” (bez zmiany treści definicji). Po trzecie, dodaje dwie nowe definicje, czyli definicje terminu „wirtualny punkt wejścia do systemu przesyłowego” („miejsce umownego wprowadzania paliw gazowych do systemu przesyłowego gazowego”) oraz „wirtualny punkt wyjścia z systemu przesyłowego gazowego” („miejsce umownego odbioru paliw gazowych z systemu przesyłowego gazowego”). W ten sposób siatka pojęciowa rozporządzenia systemowego zostaje zbliżona do terminologii wynikającej z aktów prawa europejskiego, przede wszystkim rozporządzeń ustanawiających kodeksy sieciowe.

Ważną zmianą, zapewniającą większą komplementarność z przepisami unijnymi, jest modyfikacja treści przepisów § 32 rozporządzenia systemowego. Od teraz operatorzy systemów dystrybucyjnych uzyskują możliwość odebrania prawa do niewykorzystanej przez użytkownika przepustowości (za uprzednim poinformowaniem go o takim zamiarze), jeżeli użytkownik ten wykorzystuje miesięcznie mniej niż 80% przepustowości zarezerwowanej systemu gazowego przez 6 kolejnych miesięcy, w tym w okresie od grudnia do marca następnego roku. Uzyskana w ten sposób przepustowość powinna zostać w pierwszej kolejności zaoferowana tym użytkownikom, których zapotrzebowanie nie zostało zrealizowane z powodu ograniczonej przepustowości technicznej. To podejście ma zapewnić optymalizację wykorzystania istniejącej sieci gazowej oraz optymalizację kosztów jej rozbudowy i utrzymania.

Zmiany dostosowujące przepisy rozporządzenia systemowego do ostatnich mian na poziomie ustaw

Rozporządzenie zmieniające uchyla przepisy § 14a, § 14b oraz § 23a rozporządzenia systemowego, co stanowi dostosowanie do aktu nadrzędnego, czyli ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne. Na etapie opiniowania projektu rozporządzenia zmieniającego, Prezes Urzędu Regulacji Energetyki dostrzegł konieczność dostosowania treści przyszłego aktu do wspomnianej ustawy w związku z wprowadzeniem do niej regulacji dotyczących procedury postępowania w przypadku zaprzestania dostarczania energii elektrycznej lub paliw gazowych. § 14a, § 14b oraz § 23a rozporządzenia systemowego w sposób odmienny regulowały te kwestie, dlatego zostały usunięte.

Ponadto rozporządzenie zmieniające redukuje niektóre obciążenia administracyjne nakładane na użytkowników sieci poprzez możliwość ograniczenia dokumentacji wymaganej dla celów przyłączenia do sieci przesyłowej. Zapewnienie operatorowi uprawnienia do nieżądania dokumentów ma na celu uwzględnienie sytuacji, w której wniosek o określenie warunków przyłączenia będzie dotyczyć istniejących punktów wyjścia z sieci przesyłowej, funkcjonujących od wielu lat i służących zasilaniu obiektów, których przeznaczenie oraz sposób powiązania z otoczeniem zmieniło się.

W rozporządzeniu systemowym wprowadzono także podstawę do funkcjonowania wirtualnych punktów, co sprzyja lepszemu wykorzystaniu istniejącej infrastruktury oraz ułatwia współpracę pomiędzy operatorem systemu przesyłowego oraz operatorami systemów dystrybucyjnych.

Wreszcie w celu dalszej optymalizacji kosztów pracy systemu gazowego, rozporządzenie zmieniające doprecyzowuje zasady korzystania przez operatora systemu przesyłowego z pojemności instalacji magazynowych przez operatora systemu przesyłowego. Operator systemu magazynowania jest obowiązany udostępniać operatorowi systemu przesyłowego część pojemności czynnej instalacji magazynowej oraz moc zatłaczania i odbioru, która jest niezbędna do realizacji zadań operatora systemu przesyłowego gazowego, na warunkach określonych w umowie. W celu zapewnienia odpowiedniej komunikacji między operatorami, rozporządzenie systemowe zobowiązuje operatora systemu przesyłowego do informowania operującego instalacją magazynową do 15 października każdego roku o niezbędnej do realizacji jego zadań pojemności czynnej instalacji magazynowych, mocy odbioru i mocy ich napełniania na rok następny.

***

Rozporządzenie zmieniające było bez wątpienia potrzebne, jednak niewystarczające, aby oczekiwać, że w ciągu paru lat wykształci się stabilny rynek gazów odnawialnych. Do tego konieczne są zmiany na poziomie prawnych zasad funkcjonowania dużych przedsiębiorstw energetycznych, w tym operatorów systemów, wprowadzenie zasad poświadczania odnawialności gazów oraz stworzenie zachęt, w szczególności finansowych, które zredukują ryzyko ponoszone przez inwestorów.

Autor: Marcel Krzanowski, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

Wkrótce nowe przepisy dotyczące biometanu?

Aktualności, Energetyka, OZE, , , , Możliwość komentowania Wkrótce nowe przepisy dotyczące biometanu? została wyłączona

Z prognoz wynika, że Polska ma szansę stać się potentatem w produkcji biometanu. Niestety dotychczasowe inicjatywy w zakresie budowy nowej gałęzi przemysłu kończyły się na zapowiedziach. Inwestorów wstrzymuje przede wszystkim niepewność, co do przyszłego otoczenia prawnego dla rozwoju działalności związanej z biometanem. W odpowiedzi na te obawy przedstawiciele Ministerstwa Klimatu i Środowiska poinformowali o wszczęciu prac nad przygotowaniem przepisów dotyczących tego sektora. Projekt ma wprowadzić modyfikacje także na innych polach, jak chociażby rozwój działalności klastrów energii czy uzupełnienie przepisów dotyczących morskiej energetyki wiatrowej.

Nowelizacja ustawy OZE

Pod koniec września w wykazie prac programowych i legislacyjnych Rady Ministrów zamieszczono informację o przygotowywanym przez Ministra Klimatu i Środowiska projekcie ustawy o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw (UC99). Celem nowych rozwiązań jest przede wszystkim zwiększenie udziału odnawialnych źródeł energii w krajowym zużyciu energii. Ponadto nowe przepisy mają przyczynić się do dalszego rozwoju sektora energii zgodnie z ambicjami redukcyjnymi i spełniania zobowiązań międzynarodowych.

Projektodawcy nie przedstawili jeszcze samego projektu, jednak pokusili się o wskazanie siedmiu obszarów, w obrębie których planowane są zmiany legislacyjne:

  1. biometan,
  2. klastry energii,
  3. transpozycja RED II,
  4. modernizacja instalacji odnawialnych źródeł energii,
  5. wsparcie kontynuacyjne dla instalacji OZE, którym upływa 15-letni system wsparcia,
  6. hybrydowe instalacje OZE,
  7. morska energetyka wiatrowa.

Biometan

Celem podejmowanych działań jest przyjęcie regulacji wspierających rozwój wytwarzania biometanu. Jak bowiem wskazują projektodawcy, istniejące regulacje prawne w zakresie wsparcia OZE nie odpowiadają faktycznym potrzebom w dziedzinie funkcjonowania instalacji wytwarzania tego gazu, przez co w praktyce nie stymulują rozwoju tego rodzaju inicjatyw. W efekcie, pomimo że zgodnie z obowiązującym stanem prawnym, od kilku lat możliwe jest wprowadzanie oczyszczonego biogazu rolniczego do sieci gazowych dystrybucyjnych, do dnia dzisiejszego żadna tego rodzaju instalacja nie rozpoczęła działalności.

Projekt ustawy obejmuje kompleksowy pakiet regulacji eliminujących bariery zidentyfikowane w ramach prowadzonych analiz, w tym:

  1. wprowadzenie definicji biometanu, oraz wyłączenie pojęcia biogaz rolniczy z definicji biogazu;
  2. określenie zasad prowadzenia działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania biogazu lub biometanu z biogazu poprzez utworzenie rejestru wytwórców biogazu prowadzonego przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki;
  3. rozszerzenie zakresu rozdziału 3 ustawy z dnia 20 lutego 2015 roku o odnawialnych źródłach energii (dalej jako: „ustawa OZE”) o zasady i warunki wykonywania działalności gospodarczej w zakresie wytwarzania biometanu z biogazu rolniczego – art. 24 ustawy OZE i kolejne, w szczególności rozszerzenie zakresu podmiotowego rejestru wytwórców biogazu rolniczego o wytwórców biometanu z biogazu rolniczego;
  4. poszerzenie obszaru działalności spółdzielni energetycznych o możliwość wytwarzania biometanu;
  5. 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);
  6. wprowadzenie gwarancji pochodzenia dla biometanu i rozszerzenie zakresu przedmiotowego rejestru gwarancji pochodzenia o dane dotyczące gwarancji pochodzenia biometanu;
  7. zmiana definicji paliw gazowych w ustawie z dnia 11 kwietnia 1997 roku – Prawo energetyczne.

Transpozycja RED II

Kluczowe zmiany dotykają funkcjonującego na rynku mechanizmu wydawania gwarancji pochodzenia. Projekt zakłada przystąpienie Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, jako organu wydającego gwarancje pochodzenia w Polsce, do stowarzyszenia AIB, zrzeszającego podmioty wydające gwarancje pochodzenia, a w konsekwencji synchronizacji polskiego rejestru z HUB-em prowadzonym przez AIB oraz standardem European Energy Certificate System. Projektodawcy planują także uwzględnienie wartości rynkowej gwarancji pochodzenia wobec producenta, który otrzymuje wsparcie finansowe z systemu wsparcia czy uwzględnienie w krajowym porządku prawnym wymogów normy CEN – EN 16325 po jej aktualizacji i zatwierdzeniu. Zdecydowanie najważniejszą zmianą w tym obszarze jest jednak rozszerzenie rejestru gwarancji pochodzenia prowadzonego przez Towarową Giełdę Energii o nowe nośniki energii: gaz z odnawialnych źródeł (biometan, wodór), ciepło oraz chłód.

Otoczenie regulacyjne wymiernie wpływa na warunki realizacji inwestycji w odnawialne źródła energii. Jednym z najistotniejszych elementów sprawnego procesu inwestycyjnego, obok jasności i przewidywalności rozstrzygnięć administracyjnych, jest długość trwania procedur administracyjnych, która może w skrajnych przypadkach skutkować nawet wycofaniem decyzji o podjęciu decyzji o realizacji projektu. W polskich warunkach identyfikuje się kilka rodzajów procedur administracyjnych, które w największym stopniu wpływają na czas realizacji projektów inwestycyjnych, a przez to także oddziałują na rozwój OZE. W szczególności, należy wskazać tu na:

  • wymogi środowiskowe,
  • wymogi zagospodarowania przestrzennego,
  • czas uzyskiwania warunków przyłączenia,
  • czas uzyskiwania koncesji,
  • czas wydania decyzji o warunkach zabudowy.

Propozycje zmian przepisów proceduralnych będę mieć za cel ich skrócenie lub też dostosowanie w inny sposób – tak aby spełnić wymogi nałożone przez RED II i polepszyć warunki prowadzenia procesu inwestycyjnego przez inwestorów.

Ponadto projekt przewiduje także utworzenie Krajowego Punktu Kontaktowego jako wsparcie informacyjne w zakresie realizacji inwestycji OZE oraz wprowadzenie możliwości bezpośredniego handlu energią P2P który umożliwi:

  • przekazywanie energii nieskonsumowanej przez podmiot posiadający instalację OZE do drugiego podmiotu w celu pokrycia jego zapotrzebowania na energię za pośrednictwem platformy internetowej lub określonych technologii działających jako pośrednik, które zapewnią operatorom rynku cyfrowe połączenia wzajemne niezbędne do ułatwienia wymiany energii;
  • wymianę energii pomiędzy podmiotami poprzez sieć elektroenergetyczną. W tym przypadku nadwyżki energii przekraczające chwilowo sumaryczne zapotrzebowanie obu podmiotów również mogą trafić do sieci elektroenergetycznej.

Modernizacja instalacji odnawialnych źródeł energii i wsparcie kontynuacyjne

System wsparcia modernizacji będzie mieć zastosowanie do instalacji OZE, których wiek przekracza 15 lat. Dla uproszczenia identyfikacji uprawnionych instalacji wsparcie będzie adresowane do instalacji OZE po zakończeniu pierwotnego 15-letniego okresu wsparcia (w systemie świadectw pochodzenia lub aukcyjnym lub FIT/FIP). Prawo do nowego wsparcia powinno móc być przyznawane jeszcze przed upływem pierwotnego okresu wsparcia, tak aby umożliwić terminową realizację niezbędnych inwestycji wydłużających cykl życia instalacji. Wsparcie będzie dotyczyć kosztów modernizacji nie mniejszych niż 25% nakładów na nową referencyjną instalację OZE, w celu wyeliminowania wspierania napraw i usprawnień o mniejszej wartości, które powinny być finansowane z przychodów z działalności instalacji, bądź wsparcia operacyjnego.

Modernizowane instalacje OZE będą konkurować o wsparcie z instalacjami nowymi (m.in. uczestniczyć w tym samym koszyku aukcyjnym). Pozwoli to na zapewnienie odpowiedniej podaży projektów
w wybranych koszykach a tym samym skuteczne rozstrzyganie ogłoszonych aukcji.

System wsparcia modernizacji obejmie inwestycje wpływające na poprawę produkcyjnych parametrów instalacji, dotyczących wytwarzania energii z OZE, tj. modernizację, w tym konwersję. Wsparcie dotyczyć będzie więc jedynie produkcyjnej części instalacji, bezpośrednio związanej z wytwarzaniem energii w tej instalacji (np. turbina, generator). W szczególności, wsparcie nie będzie odnosić się do infrastruktury i urządzeń instalacji OZE, które mają jedynie charakter środowiskowy – nie będą to koszty kwalifikowane w tym systemie.

Projekt zakłada, że wsparcie udzielone instalacjom zmodernizowanym wyniesie maksymalnie 15 lat. Jednak projektodawcy zamierzają wspomóc także dysponentów nieco starszej infrastruktury. Dla instalacji ponad 15-letnich, które będą utrzymane w stanie pozwalającym na ich dalszą eksploatację, planowane jest stworzenie nowego systemu zapewniającego rentowność produkcji energii poprzez pokrycie różnicy pomiędzy kosztami operacyjnymi a przychodami ze sprzedaży energii po cenie rynkowej.

Z przedstawionych założeń wynika, że wsparcie nie będzie mogło być łączone dla tego samego okresu z innym wsparciem operacyjnym (np. rynek mocy, wsparcie dla wysokosprawnej kogeneracji) albo wsparciem inwestycyjnym (np. dotacje i pożyczki z Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej). Ponadto nie będzie ono podlegało regule kumulacji (wysokość wsparcia operacyjnego nie jest kalkulowana z uwzględnieniem kosztów inwestycyjnych, dlatego nie zaistnieje sytuacja podwójnego finansowania tych samych kosztów z obu instrumentów). Poziom wsparcia ma zostać określony dla elektrowni wodnych, technologii biomasowych i biogazowych oraz w przedziałach mocowych uzasadniających dodatkowe różnicowanie poziomu wsparcia w ramach tych technologii.

Hybrydowe instalacje OZE

W projekcie zostanie zaproponowana zmiana definicji hybrydowej instalacji odnawialnego źródła energii, która ma poprawić wskaźnik wykorzystania mocy poszczególnych technologii wytwarzania energii elektrycznej wchodzących w skład instalacji hybrydowej. Zdaniem projektodawców rozwiązanie to zagwarantuje istotne korzyści wynikające z bieżącej eksploatacji sieci dystrybucyjnej i pozwoli na uniknięcie istotnych wydatków na jej rozbudowę, których poniesienie byłoby konieczne w przypadku podłączania poszczególnych instalacji odnawialnych źródeł energii – bez efektu synergii, ze wzrostem wydajności i stabilności pracy wytwarzania energii elektrycznej osiąganej w przypadku hybrydowych instalacji odnawialnych źródeł energii. Opracowane analizy potwierdzają, iż nie ma możliwości podjęcia alternatywnych w stosunku do projektowanej ustawy środków umożliwiających osiągnięcie zamierzonego celu. Działania regulacyjne które są objęte wnioskiem, poza korzyściami związanymi z rozwojem sektorów objętych regulacją będą wywoływały również określone konsekwencje finansowe, związane m.in. z wpływem systemów modernizacji oraz kontynuacji wsparcia na rachunek końcowy odbiorcy.

Planowana data przyjęcia projektu przez Radę Ministrów to II kwartał 2022 roku.

Więcej informacji dotyczących projektu można znaleźć w Biuletynie Informacji Publicznej Kancelarii Prezesa Rady Ministrów.

Autorzy: r.pr. Adam Wawrzynowicz, Marcel Krzanowski, Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

CEER o Pakiecie Dekarbonizacji Rynków Wodoru i Gazu

Aktualności, Gaz, OZE, Środowisko, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , Możliwość komentowania CEER o Pakiecie Dekarbonizacji Rynków Wodoru i Gazu została wyłączona

Jednym z narzędzi mających służyć realizacji założeń Europejskiego Zielonego Ładu jest projekt zmian legislacyjnych określany jako Pakiet Dekarbonizacji Rynków Wodoru i Gazu (PDRWG), zakładający  rewizję dwóch kluczowych dla sektora gazowniczego aktów, tj. dyrektywy PE i Rady 2009/73/WE z dnia
13 lipca 2009 r. dotyczącej wspólnych zasad rynku wewnętrznego gazu ziemnego, uchylającej dyrektywę 2003/55/WE (dalej „dyrektywa gazowa”) oraz rozporządzenia PE i Rady (WE) nr 715/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowych gazu ziemnego, uchylającego rozporządzenie (WE) nr 1775/2005 (dalej „rozporządzenie gazowe”).

Jako główne cele Pakietu Komisja Europejska wskazała:

  • zapewnienie warunków do powstawania infrastruktury wodorowej;
  • zapewnienie funkcjonowania konkurencyjnych rynków wodoru;
  • ułatwienie lokalnej i zdecentralizowanej produkcji gazów odnawialnych i niskowęglowych;
  • wzmocnienie praw konsumentów; oraz
  • zapewnienie przejrzystości i bezpieczeństwa dostaw.

Stanowisko Rady Europejskich Regulatorów Energetyki

Istotny głos w debacie nad PDRWG stanowi opinia Rady Europejskich Regulatorów Energetyki (CEER), przedstawiona, w ramach trwających do 18 czerwca 2021 r. konsultacji publicznych projektu.

W pierwszej kolejności, w opinii wskazano na kilka kwestii, które zdaniem CEER powinny być uznane za fundamentalne przy projektowaniu i zarządzaniu sektorem gazowym. Wśród szczególnie istotnych Rada wymienia m.in.:

  • przyjęcie stopniowego i elastycznego podejścia regulacyjnego do zmian zachodzących w sektorze wodorowym;
  • przyjęcie elastycznego i wspierającego rozwój sektora wodorowego ustawodawstwa;
  • kontynuację działań mających na celu poprawę funkcjonowania rynku gazu;
  • gwarancję praw konsumenckich bez względu na nośnik energii;
  • zwiększenie nadzoru krajowych organów regulacyjnych oraz Agencji Unii Europejskiej ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki nad planowaniem zintegrowanej infrastruktury.

Odpowiadając na podstawowe pytanie Komisji Europejskiej, dotyczące rewizji dyrektywy gazowej oraz rozporządzenia gazowego CEER podkreśla, iż proces przejścia na nowy model energetyczny nie powinien zagrażać przystępności cenowej dla odbiorców taryf przesyłowych i dystrybucyjnych gazu ziemnego. Wskazano także, na potrzebę unikania subsydiowania skrośnego między użytkownikami sieci gazu ziemnego a innymi sektorami. Ponadto, odnosząc się do tzw. „zbędnych” zasobów gazu, ich zastosowanie do transportowania wodoru, w przypadku zidentyfikowania zapotrzebowania na infrastrukturę wodorową określono jako korzystne, zarówno dla odbiorców końcowych gazu, jak i wodoru.

W opinii poruszono także kwestię planowania zintegrowanej infrastruktury. Zdaniem CEER, zgodnie z postulowanym stopniowym i elastycznym podejściem regulacyjnym do rynku wodoru, harmonizacja tego sektora na poziomie unijnym, nie powinna wymagać opracowania oddzielnych Krajowych Planów Rozwoju, jednakże w przypadkach, w których jest to zasadne rozwój sektora wodorowego powinien być uwzględniony w Krajowych Planach Rozwoju dla gazu i energii elektrycznej. Mimo to, Rada wskazuje, iż istnieją wyraźne korzyści kompleksowego przeglądu infrastruktury projektów wodorowych, w szczególności, w kontekście projektów opracowywanych przez podmioty nieregulowane. Z kolei, w zakresie prawnych regulacji związanych z  odrębną infrastruktura i rynkiem wodoru Rada Europejskich Regulatorów Energetyki zaleca dostosowanie przyjmowanych rozwiązań do stopnia rozwoju sektora, uwzględniając poziom zapotrzebowania na transport wodoru, przy czym CEER zwraca uwagę na ryzyko związane z powstaniem naturalnego monopolu.

Kolejnym istotnym zagadnieniem poruszonym w stanowisku jest kwestia mieszania wodoru i innych odnawialnych, bądź niskoemisyjnych gazów w sieciach gazowych. CEER wskazuje na spodziewane korzyści, związane z tą metodą, lecz także na potencjalne zagrożenia wynikające z braku wiedzy na temat jej długofalowych konsekwencji zarówno technicznych, jak i ekonomicznych.

W ostatniej części stanowiska, CEER odnosi się do problemu uregulowania zagadnień związanych z cyberbezpieczeństwem, podnosząc, iż jest ono kluczowa dla funkcjonowania systemu dostaw UE, w konsekwencji uznając za potrzebne wprowadzenie unijnych kompleksowych ram legislacyjnych mających przeciwdziałać cyberzagrożeniom w sektorze energetycznym.

Autorka: Daria Pajdowska, Kancelaria Wawrzynowicz & Wspólnicy sp. k.

Nowelizacja ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych

Aktualności, Energetyka, OZE, , , , , , , Możliwość komentowania Nowelizacja ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych została wyłączona

W dniu 18 kwietnia 2019 r. zakończyły się konsultacje publiczne w ramach projektu ustawy o zmianie ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych oraz niektórych innych ustaw przygotowany przez Ministerstwo Energii (dalej: „Nowelizacja”, „Ustawa zmieniająca”, „Ustawa nowelizująca”).

Nowelizacja została przygotowana ze względu na konieczność wprowadzenia do treści ustawy z dnia 25 sierpnia 2006 r. o biokomponentach i biopaliwach ciekłych przepisów, które umożliwiałyby podmiotom zobowiązanym do realizacji Narodowego Celu Wskaźnikowego („NCW”) urealnienia zakresu obowiązków związanych z realizacją NCW w najbliższych latach. Projekt ustawy stanowi odpowiedź na postulaty branżowe przedkładane Ministrowi Energii przez podmioty zajmujące się produkcją oraz importem/nabyciem wewnątrzwspólnotowym paliw ciekłych a także wytwarzaniem biokomponentów stosowanych do realizacji NCW.

Nowelizacja poza zmianami w zakresie ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych, przewiduje również zmiany w ustawie z dnia 6 czerwca 2018 r. o zmianie ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych oraz niektórych innych ustaw, ustawie z dnia 25 sierpnia 2006 r. o systemie monitorowania i kontrolowania jakości paliw oraz w ustawie z dnia 11 stycznia 2018 r. o elektromobilności i paliwach alternatywnych.

ZMIANY W USTAWIE O BIOKOMPONENTACH I BIOPALIWACH CIEKŁYCH („UOBIBC”)

  1. Wytwarzanie biokomponentów w procesie współuwodornienia oraz biometanu wykorzystywanego do produkcji biowodoru

Zmiany w UoBiBC dotyczą zarówno siatki pojęciowej, jak i opracowania mechanizmów prawnych, w ramach których uregulowane zostały zasady prowadzenia działalności gospodarczej polegającej na wytwarzaniu biokomponentów w technologii współuwodornienia.

Z uwagi na fakt, że w procesie współuwodornienia, poza biowęglowodorami ciekłymi powstaje również bio propan, a nie jak dotychczas wskazywano wyłącznie bio propan – butan, dokonano zmiany definicji pojęcia współuwodornienia jako – procesu polegającego na jednoczesnej hydrorafinacji frakcji pochodzących z przerobu ropy naftowej i biomasy, w wyniku którego powstają biowęglowodory ciekłe oraz bio propan w mieszaninie z węglowodorami z przerobu ropy naftowej. W konsekwencji dokonano również zmian w katalogu biokomponentów, o którym mowa w art. 2 ust. 1 pkt 3) UoBiBC oraz biopaliw ciekłych, o  których mowa w art. 2 ust. 1 pkt 11) lit. c UoBiBC. W Nowelizacji zaproponowano również dodanie do słownika z art. 2 UoBiBC nowej definicji– bio propanu, przez który należy rozumieć skroplony propan C3 wytworzony z biomasy.

Ponadto, w celu jednoznacznego wskazania, że proces współuwodornienia mieści się w kategorii wytwarzania biokomponentów, w art. 3 UoBiBC dodano ust. 4.

W projekcie Ustawy zmieniającej podkreślono, że działalność gospodarcza polegająca na wytwarzaniu biokomponentów w procesie współuwodornienia będzie podlegać takim samym regulacjom prawnym jakim podlega obecnie działalność gospodarcza polegająca na wytwarzaniu pozostałych biokomponentów. Z powyższego wynika, że producenci paliw, którzy podejmą się działalności w zakresie wytwarzania biokomponentów w procesie współuwodornienia, zostaną zaklasyfikowani w zakresie tej działalności jako wytwórcy i będzie na nich spoczywał obowiązek dokonania wpisu do rejestru wytwórców prowadzonego przez Dyrektora KOWR. Działalność ta tym samym nie będzie objęta koncesją w myśl przepisów ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne.

W Ustawie nowelizującej zaproponowano również zmianę art. 22 UoBiBC poprzez wyłączenie biokomponentów wytworzonych w procesie współuwodornienia z konieczności spełniania wymagań jakościowych. Dodatkowo wprowadzono do omawianego przepisu ust. 1a, zgodnie z którym proces współuwodornienia powinien zapewnić odpowiedni stopień przereagowania biomasy, którego minimalny poziom jest potwierdzony certyfikatem jakości wydanym przez akredytowane jednostki certyfikujące. Ponadto, zmieniono omawiany przepis w dalszej części, w konsekwencji czego, akredytowane laboratoria badawcze będą badały stopień przereagowania biomasy na tej części instalacji rafineryjnej, na której będzie odbywać się proces współuwodornienia. Przepis przewiduje również szerszy niż dotychczas katalog przypadków, w których certyfikaty jakości biokomponentów mogą zostać cofnięte.

W projekcie Nowelizacji zaproponowano również zmianę art. 28ea UoBiBC, na gruncie którego umożliwiono wytwórcom korzystanie z procesu współuwodornienia, będącymi jednocześnie podmiotami realizującymi NCW, wystawianie poświadczeń dla biokomponentów zawartych w paliwach, które zostały wykorzystane przez ten podmiot do realizacji NCW.

Nowelizacja zawiera również nowy przepis, na podstawie którego minister wł. ds. energii określi metodykę obliczania zawartości biowodoru w paliwach, przy produkcji których podmiot realizujący NCW wykorzystał biowodór powstały z oczyszczonego do jakości biometanu – biogazu.

2. Umożliwienie zaliczenia do NCW innych paliw odnawialnych i biokomponentów zawartych w paliwach stosowanych we wszystkich rodzajach transportu.

Ze względu na rozwijającą się technologię, w Nowelizacji zaproponowano również zmiany mające na celu umożliwienie zaliczenia do NCW innych paliw odnawialnych i biokomponentów zawartych we wszystkich paliwach stosowanych w transporcie, a które zostały zdefiniowane w art. 2 UoBiBC.

W konsekwencji wprowadzenia powyższej zmiany, dokonano również reedycji definicji NCW. Zgodnie z nowym zaproponowanym brzmieniem, jest to „minimalny udział innych paliw odnawialnych i biokomponentów zawartych w paliwach stosowanych we wszystkich rodzajach transportu w ogólnej ilości paliw ciekłych i biopaliw ciekłych zużywanych w ciągu roku kalendarzowego w transporcie drogowym i kolejowym, liczony według wartości opałowej”. W dalszej kolejności natomiast, z uwagi na wprowadzenie ww. zmiany definicyjnej, dokonano licznych zmian o charakterze dostosowawczym.

3. Zmiany w zakresie obowiązku dodawania biokomponentów do paliw ciekłych

W Polsce obligatoryjny blending obowiązuje od dnia 1 stycznia 2018 r., kiedy to wprowadzone zostały kwartalne okresy jego rozliczania. W Ustawie nowelizującej zaproponowano modyfikację dotychczasowego mechanizmu obowiązkowego dodawania biokomponentów do paliw ciekłych, m. in. przez wydłużenie systemu rozliczania do roku, przy zachowaniu kwartalnego obowiązku sprawozdawczości (zmiana. Art. 23b ust. 1 UoBiBC).

W treści art. 32b ust. 2 UoBiBC określono również minimalny udział biokomponentów, który powinien zostać zrealizowany w paliwach ciekłych w celu realizacji ww. obowiązku rozliczania.

W ust. 4 omawianego przepisu zawarto ponadto delegację ustawową dla ministra wł. ds. energii, która umożliwi określenie, w drodze rozporządzenia, niższego minimalnego udziału biokomponentów w paliwach ciekłych, aniżeli przewidziano w ustawie, poprzez uwzględnienie technicznych możliwości branży paliwowej w tym zakresie.

Co istotne, w przepisach przejściowych Projektu ustawy określono wysokość obowiązkowego blendingu na lata 2020-2022 na poziomie niższym niż przewidziano w treści ww. art. 23b UoBiBC, przy czym pierwsze rozporządzenie w sprawie minimalnego udziału biokomponentów będzie mogło być wydane na okres przypadający od 2023 r.

W celu ujednolicenia zakresu obowiązku obligatoryjnego blendingu, do art. 23b dodano ust. 2b, zgodnie z którym przy rozliczaniu się z obowiązku obligatoryjnego blendingu, podmioty zobowiązane nie uwzględniają biokomponentów powstałych w wyniku współuwodornienia.

4. Zmiany przepisów w zakresie funkcjonowania Funduszu Niskoemisyjnego Transportu

W Ustawie zmieniającej zaproponowano również zmiany dotyczące sposobu funkcjonowania Funduszu Niskoemisyjnego Transportu. Tym samym, w treści art. 28za UoBiBC uzupełniono uprawnienia dysponenta Funduszu odnośnie możliwości zawierania umów o udzielenie wsparcia w formach przedstawionych w treści art. 28ze UoBiBC. Rozszerzeniu uległ również zakres zadań Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej („Fundusz”) o czynności odnoszące się do bieżącego zarządzania Funduszem, tj.: o możliwość dysponowania rachunkiem bankowym Funduszu, prowadzenie jego ewidencji finansowo – księgowej oraz sporządzanie, podpisywanie i przekazywanie sprawozdań budżetowych i finansowych w imieniu dysponenta Funduszu.

W ramach przepisów odnoszących się do funkcjonowania Funduszu, w celu możliwości efektywnego wykorzystywania środków, sprecyzowano również, że dotacja udzielana podmiotowi ubiegającemu się o wsparcie, nie stanowi dotacji w rozumieniu Ustawy z dnia 27 sierpnia 2009 r. o finansach publicznych (Dz. U. z 2017 r. poz. 2077 z późn. zm.). Zaproponowano również zmiany w art. 28zf i 28zg UoBiBC o charakterze dostosowawczym i korygującym.

W Nowelizacji zaproponowano także wprowadzenie nowej zasady w ramach art. 28zp UoBiBC, zgodnie z którą, wypłata wsparcia jest możliwa jedynie w przypadku ustanowienia zabezpieczenia na wypadek ewentualnego zwrotu udzielonego wsparcia.

Zmiany w przepisach UoBiBC odnoszą się również stricte do Ustawy z dnia 6 czerwca 2018 r. o zmianie ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych oraz niektórych innych ustaw. Mianowicie, projekt Nowelizacji zakłada wykreślenie z art. 15 ww. ustawy zmieniającej UoBiBC odwołanie do art. 28zf-28zi UoBiBC, co ma wpłynąć na możliwość udzielenia wsparcia ze środków Funduszu w przypadku wydania pozytywnej decyzji Komisji Europejskiej w stosunku do jednego instrumentu wsparcia.

ZMIANY W USTAWIE Z DNIA 25 SIERPNIA 2006 R. O SYSTEMIE MONITOROWANIA I KONTROLOWANIA JAKOŚCI PALIW

Propozycja zmian w niniejszej ustawie dotyczy przede wszystkim poszerzenia jej zakresu o wymagania dotyczące oznakowania miejsc tankowania paliwem ciekłym oraz formułowania i udostępniania informacji o możliwości tankowania pojazdu samochodowego paliwem ciekłym.

W Nowelizacji uwzględniono również kwestię przeprowadzania kontroli przez Inspekcję Handlową odnośnie wykonania wprowadzania obowiązków informacyjnych oraz kar pieniężnych w przypadku niewykonania powyższych obowiązków. Propozycje obejmują również wprowadzenie delegacji ustawowej dla ministra wł. ds. energii do określenia, w drodze rozporządzenia, sposobu oznakowania pistoletów wydawczych i dystrybutorów, które wskazywałoby na rodzaj wydawanego paliwa oraz sposobu formułowania i udostępniania informacji o możliwości tankowania pojazdu samochodowego paliwem ciekłym.

ZMIANY W USTAWIE Z DNIA 11 STYCZNIA 2018 R. O ELEKTROMOBILNOŚCI I PALIWACH ALTERNATYWNYCH

W ramach przepisów ww. ustawy m. in. uchylono przepisy dotyczące obowiązku oznakowania dystrybutorów do biopaliw ciekłych używanych na stacjach paliw oraz obowiązku zamieszczania czytelnych informacji o dostępności biopaliw ciekłych na stacjach, co wynika z delegacji zawartej w UoBiBC.

Autor: Joanna Nowak, Wawrzynowicz i Wspólnicy Sp. k.