Francja: ile płaci się za prąd z biogazu — taryfy BG11 i BG16, przetargi CRE i koniec kogeneracji w PPE 3

Francuski system wsparcia prądu z biogazu opierał się na obowiązku zakupu po stałej taryfie dla małych instalacji (BG11, potem BG16) i na przetargach lub dopłacie do ceny rynkowej dla większych. Dla instalacji poniżej 500 kW taryfa BG16 wynosiła 15–17,5 c€/kWh zależnie od mocy, plus premia za gnojowicę do 5 c€/kWh. Po wrześniu 2025 r. nowe instalacje nie dostaną już umów BG16, a w PPE 3 państwo rezygnuje ze wsparcia nowej kogeneracji biogazowej, przesuwając środki na wtłaczanie biometanu.

Dwie taryfy dla małych instalacji

Pierwsza taryfa, BG11, wynikała z arrêté z 19 maja 2011 r. Zastąpiło ją arrêté z 13 grudnia 2016 r. (BG16) dla instalacji o mocy poniżej 500 kW, które produkują energię elektryczną głównie z biogazu z fermentacji odpadów innych niż niebezpieczne i surowej materii roślinnej. Według prezentacji DREAL Grand Est z 2018 r. taryfa BG16 jest degresywna od 2018 r. i mieści się w przedziale 15–17,5 c€/kWh zależnie od mocy (w zakresie od 80 do 500 kW). Dochodzi do niej premia za efluenty hodowlane od 0 do 5 c€/kWh, zależna od udziału gnojowicy do 60% wsadu. Odrębne arrêtés objęły biogaz z oczyszczalni ścieków (9 maja 2017 r.) i ze składowisk (3 września 2019 r.).

Taryfa jest indeksowana rocznie współczynnikiem L, którego wagi (0,5 stałe, 0,2 koszt pracy w przemyśle mechanicznym i elektrycznym, 0,3 ceny produkcji przemysłu) opisała CRE w opinii z 2023 r.; zob. wpis o tej opinii.

Przetargi CRE powyżej 500 kW

Dla instalacji od 500 kW zaplanowano w 2016 r. przetargi: 50 MW rocznie dla biomasy i 10 MW rocznie dla fermentacji powyżej 500 kW, z umową na 20 lat bez limitu godzin i ceną proponowaną przez kandydatów oraz premią za efluenty od 0 do 5 c€/kWh. Według DREAL w dwóch pierwszych okresach wybrano po dwóch kandydatów, a średnie ceny wyniosły 18,06 c€/kWh w pierwszym i 18,54 c€/kWh w drugim. Bilans uznano za niezadowalający i zawieszono procedurę, wprowadzając dopłatę do ceny (complément de rémunération) dla instalacji od 500 kW do 1 MW. Składowiska ograniczono dekretem z 27 maja 2019 r. do 31 grudnia 2020 r. i łącznej mocy 60 MW zgodnie z decyzjami Komisji Europejskiej.

Skala sektora i poziom cen

Pod koniec 2018 r. do sieci przyłączonych było 635 instalacji biogazowych (456 MW): 453 fermentacji (163 MW), 154 składowiska (269 MW) i 28 oczyszczalni (24 MW). Do końca drugiego kwartału 2023 r. przyłączono 854 instalacje fermentacji o mocy 301 MW; PPE na lata 2019–2028 zakładała 270 MW w 2023 r. i 340–410 MW w 2028 r., a cel 2023 r. osiągnięto już w 2021 r. Według CRE średnia taryfa zakupu energii elektrycznej z instalacji fermentacji wyniosła w 2022 r. 186,4 EUR/MWh.

Koniec BG16 i zwrot ku wtłaczaniu

Arrêté z 8 września 2025 r. (JO z 9 września) zmienia, a następnie uchyla BG16. Po uchyleniu BG16 nowe wnioski nie dają prawa do obowiązku zakupu, a producenci z umowami BG16 i części BG11 mogą je wypowiedzieć bez opłaty, jeśli przechodzą na wtłaczanie biometanu, paliwo alternatywne lub biogaz na ciepło. Zob. wpis o końcu BG16.

Według portalu Pleinchamp PPE 3 (2026–2035) została opublikowana dekretem w lutym 2026 r. Wsparcie nowej kogeneracji biogazowej na energię elektryczną nie będzie możliwe, istniejące obiekty mogą się przekształcić na wtłaczanie, a obowiązek zakupu biometanu zastępuje mechanizm certyfikatów produkcji biogazu (CPB). Do 2030 r. kogeneracja ma dawać 6 TWh, a wtłaczanie 44 TWh; do 2035 r. biometan ma osiągnąć 82 TWh.

Wniosek

Dla wytwórcy prądu z biogazu we Francji istniejące umowy dają przewidywalny, indeksowany przychód, ale nowe projekty nie mają już takiej drogi. Dla porównania zob. wpis o PPE i model taryf biometanu.