RED II a biogazownie: kryteria zrównoważonego rozwoju i redukcji emisji (art. 29)

Art. 29 dyrektywy RED II określa, kiedy biogaz z danej biogazowni może być policzony jako odnawialny i objęty wsparciem lub celem krajowym. Dla energii elektrycznej i ciepła z paliw gazowych z biomasy kryteria obejmują instalacje o łącznej mocy cieplnej co najmniej 2 MW, dla paliw transportowych – wszystkie instalacje. Wpis opisuje stan na grudzień 2020 r., gdy dyrektywę wdrażano do prawa krajowego.

Trzy grupy wymagań

Art. 29 składa się z kilku bloków, które łączą się w zależności od rodzaju surowca:

Dodatkowo ust. 2 wymaga, by biopaliwa i paliwa z biomasy z pozostałości rolniczych były liczone tylko wtedy, gdy operatorzy lub organy krajowe mają plany monitorowania i zarządzania chroniące jakość gleby i zasoby węgla w glebie.

Jakie tereny wyłączono

Dla biomasy z upraw punktem odniesienia jest status gruntu w styczniu 2008 r. Surowiec nie może pochodzić z: lasów pierwotnych i innych obszarów leśnych o wysokiej różnorodności biologicznej, terenów chronionych dla ochrony przyrody (chyba że wykaże się, że uprawa nie narusza celów ochrony), użytków zielonych o dużej bioróżnorodności powyżej hektara, terenów podmokłych i stale zalesionych (zasobnych w węgiel) oraz torfowisk – chyba że pozyskanie nie wymaga osuszania. Dla właściciela biogazowni oznacza to konieczność ustalenia, skąd dokładnie pochodzą kiszonki i inne uprawy, oraz uzyskania oświadczeń od dostawców.

Kryterium redukcji emisji: co się zmienia w zależności od substratu

Redukcję liczy się według załączników V i VI (szczegóły opisujemy w osobnym poradniku o progach i obliczeniach GHG). Ważne rozróżnienie dotyczy surowców:

• Uprawy (np. kiszonka z kukurydzy) – muszą spełnić zarówno kryteria gruntowe, jak i kryterium redukcji emisji.
• Pozostałości rolnicze (np. gnojowica, obornik, słoma) – plany ochrony gleby oraz próg GHG.
• Odpady i pozostałości poza rolnictwem, akwakulturą, rybołówstwem i leśnictwem (np. odpady przemysłu spożywczego) – wyłącznie próg GHG.

Dla spalania stałych odpadów komunalnych w energetyce progu GHG nie stosuje się.

Weryfikacja: bilans masy, audyt, certyfikat

Art. 30 wymaga od państw członkowskich, aby podmioty wykazywały spełnienie kryteriów przez system bilansu masy. Umożliwia on mieszanie partii o różnych właściwościach (np. w infrastrukturze przesyłowej), pod warunkiem że informacje o zrównoważoności „idą” z partią, a suma pobrań nie przekracza sumy dodań w rozsądnym okresie. Zgodność potwierdza niezależny audyt, a podmioty mogą korzystać z systemów dobrowolnych uznanych przez Komisję lub z systemów krajowych. To dlatego biogazownie zainteresowane sprzedażą biometanu na rynki wymagające certyfikacji zwykle wybierają jeden z uznanych systemów, np. ISCC lub REDcert.

Dyrektywa nakłada też ograniczenia, które nie dotyczą wprost wszystkich biogazowni, ale wpływają na rynek: limit udziału biopaliw z upraw żywnościowych i paszowych w transporcie (art. 26) oraz preferencje dla surowców z załącznika IX, do których należą m.in. odchody zwierzęce i osady ściekowe.

Stan wdrożenia w Polsce (w dniu wpisu)

Termin transpozycji upływa 30 czerwca 2021 r. W grudniu 2020 r. krajowe przepisy o kryteriach zrównoważonego rozwoju dotyczyły przede wszystkim biokomponentów i biopaliw ciekłych, a dla biogazu spalanego w energetyce i ciepłownictwie trwały prace. Inwestor, który planuje sprzedaż biometanu lub uruchomienie większej instalacji po 2020 r., powinien już teraz zakładać wykazanie zgodności z art. 29.

Praktyczny wniosek

1. Zaplanuj strukturę substratów tak, by dominowały pozostałości i odpady.
2. Zbieraj od dostawców oświadczenia o pochodzeniu gruntów.
3. Zaplanuj magazyn pofermentu tak, by ograniczyć emisje metanu.
4. Zamów analizę GHG przed projektem finansowym i bierz pod uwagę zapas wobec progu 70–80%.

Poniżej 2 MW: czy można zignorować kryteria

Dyrektywa sama nie nakłada kryteriów dla energii elektrycznej i ciepła na instalacje mniejsze niż 2 MW mocy cieplnej, ale państwo członkowskie może rozszerzyć je w prawie krajowym. Mała biogazownia rolnicza nie powinna więc zakładać, że problem jej nie dotyczy: o jej sytuacji zdecyduje sposób wdrożenia dyrektywy, warunki programów wsparcia i wymagania odbiorców. Inaczej jest, gdy wytwarza biogaz lub biometan przeznaczony do transportu – tam próg mocy nie występuje, a kryteria dotyczą każdej instalacji.

Jak kryteria wpływają na umowy i finansowanie

Banki i odbiorcy biometanu coraz częściej pytają o certyfikat jeszcze przed podpisaniem umowy. W umowie sprzedaży biometanu pojawiają się klauzule o utrzymaniu ważnego certyfikatu, o przekazywaniu dokumentów zrównoważoności i o odpowiedzialności za ich brak. Utrata certyfikatu oznacza w praktyce utratę możliwości sprzedaży gazu jako odnawialnego, a w razie wykrycia nieprawidłowości – korekty rozliczeń. Dlatego w modelu finansowym warto uwzględnić koszty certyfikacji, wewnętrznej ewidencji i okresowych audytów, a przy wyborze substratów – wpływ na zapas względem progu redukcji emisji.

Podwójne liczenie i wsparcie publiczne

System bilansu masy ma też zapobiegać temu, by ta sama dostawa została policzona do celów krajowych więcej niż raz, oraz zapewniać informację, czy do jej wytworzenia przyznano wsparcie. Informacja o wsparciu jest elementem dokumentacji partii. To pierwszy krok do tworzenia unijnej bazy danych śledzącej paliwa odnawialne, o której piszemy w osobnym wpisie.

Tekst ma charakter informacyjny i nie stanowi porady prawnej; przed decyzją inwestycyjną lub formalną sprawdź aktualne brzmienie przepisów i skonsultuj się z prawnikiem lub właściwym organem.