Redukcja emisji GHG w RED II: progi, wartości domyślne i obliczenia dla biogazu

Biogaz i biometan są w dyrektywie RED II uznawane za odnawialne paliwo tylko wtedy, gdy redukcja emisji gazów cieplarnianych w całym cyklu życia jest wystarczająco duża w porównaniu z paliwem kopalnym. Próg zależy od zastosowania i od daty uruchomienia instalacji: dla biogazu zużywanego w transporcie z instalacji uruchomionych od 1 stycznia 2021 r. wynosi 65%, a dla energii elektrycznej i ciepła z biogazu w nowych instalacjach 70%, od 2026 r. 80%.

Kogo dotyczą progi (stan na listopad 2020)

Dyrektywa 2018/2001 weszła w życie pod koniec 2018 r., a państwa członkowskie mają ją wdrożyć do 30 czerwca 2021 r. Kryteria zrównoważonego rozwoju i redukcji emisji (art. 29) obejmują biopaliwa, biogaz w transporcie, biopłyny oraz paliwa z biomasy. W energii elektrycznej i cieple nie ma zastosowania do każdej instalacji: dla paliw gazowych z biomasy liczy się łączna moc cieplna instalacji równa lub większa niż 2 MW (dla paliw stałych – 20 MW). Państwa mogą rozszerzyć kryteria na mniejsze obiekty. W transporcie próg mocy nie obowiązuje.

Za datę uruchomienia przyjmuje się początek fizycznej produkcji. W transporcie punktem odniesienia jest paliwo kopalne emitujące 94 g CO₂eq na MJ, więc próg 65% oznacza, że emisje biogazu nie mogą przekroczyć ok. 32,9 g CO₂eq/MJ.

Jak liczy się redukcję

Art. 31 dopuszcza cztery drogi, a każda opiera się na załączniku V (biopaliwa, biogaz w transporcie) lub VI (paliwa z biomasy w energii i cieple):

1. Wartość domyślna dla ścieżki produkcji – dozwolona, gdy dla danej ścieżki ją podano, a obliczona emisja ze zmiany użytkowania gruntów (e_l) nie jest dodatnia.
2. Wartość rzeczywista – pełne obliczenie według metodyki z załącznika.
3. Mieszana – suma składników, w której część składników bierze się z tabel wartości domyślnych rozbitych na etapy, a resztę liczy rzeczywiście.
4. Raporty regionalne dotyczące emisji z uprawy, jeśli państwo je przyjmie.

Podstawowy wzór sumuje emisje: uprawa (e_ec), zmiana użytkowania gruntów (e_l), przetwarzanie (e_p), transport i dystrybucja (e_td) oraz zużycie paliwa (e_u), a odejmuje bonusy: akumulację węgla w glebie (e_sca), wychwyt i składowanie CO₂ (e_ccs) oraz zastąpienie CO₂ (e_ccr). Redukcja to różnica między emisją paliwa kopalnego a emisją biogazu, podzielona przez emisję paliwa kopalnego.

Wartości domyślne czy obliczenie własne

Wartości domyślne z załączników są z założenia konserwatywne – mają być mniej korzystne niż typowy przebieg produkcji. Dla biogazu z gnojowicy lub odpadów, z zamkniętym magazynem pofermentu i niewielkimi ucieczkami metanu własne obliczenie zwykle daje wyraźnie lepszy wynik. Dla instalacji z dużym udziałem upraw celowych i otwartym magazynem pofermentu różnica bywa odwrotna, a rezerwa do progu – niewielka.

Odpady i pozostałości inne niż rolnicze i leśne (np. odpady poprodukcyjne z przemysłu spożywczego) podlegają tylko kryterium redukcji GHG. Odchody zwierzęce są pozostałością rolniczą, więc dodatkowo wymagają planów utrzymania jakości gleby i zasobów węgla. Szersze omówienie kryteriów gruntowych znajdziesz w osobnym wpisie o art. 29 RED II.

Co najczęściej psuje wynik

• Otwarty magazyn pofermentu – metan z niego wchodzi do e_p; przykrycie zbiornika i odzysk gazu często decyduje o spełnieniu progu.
• Ucieczki metanu przy uszlachetnianiu i w silniku – im nowocześniejsza instalacja i lepsze utlenianie gazu odpadowego, tym lepiej.
• Wysoki udział kiszonki z kukurydzy – podnosi składnik uprawy; część emisji można ograniczyć nawożeniem i dostawami z bliska.
• Brak danych wejściowych – audytor nie zaakceptuje szacunków bez dokumentów: faktur, wag, ewidencji dostaw, zużycia energii.

Co zrobić najpierw

1. Ustal, czy produkt trafi do transportu, czy do energii i ciepła – od tego zależy próg.
2. Sprawdź datę uruchomienia instalacji i zapisz ją w dokumentach.
3. Wybierz ścieżkę z załącznika V lub VI, która odpowiada technologii (rodzaj substratu, magazyn pofermentu, uszlachetnianie).
4. Zbierz dane z 12 miesięcy pracy: masy i pochodzenie substratów, produkcję gazu, zużycie energii, odległości transportu.
5. Policz wynik w obu wariantach (domyślnym i rzeczywistym) i porównaj z progiem z zapasem na zmienność.
6. Ustal system certyfikacji i jednostkę, która zweryfikuje obliczenia w ramach bilansu masy.

Przykład rozumowania (bez liczb, które zależą od instalacji)

Wyobraź sobie dwie instalacje o podobnej mocy. Pierwsza przerabia głównie gnojowicę i odpady poprodukcyjne, ma zamknięty magazyn pofermentu i odzyskuje gaz z jego przykrycia. Jej największym składnikiem emisji będzie prąd zużywany w procesie i ewentualne ucieczki metanu przy uszlachetnianiu; uprawa praktycznie nie występuje, a kredyt za gnojowicę poprawia wynik. Druga bazuje na kiszonce z kukurydzy, ma otwarty zbiornik pofermentu i dowozi substrat z dużej odległości. Tu wynik zdominują uprawa i metan z magazynu. Ten sam próg 65% lub 80% jest dla pierwszej instalacji osiągalny z zapasem, a dla drugiej bywa celem, który wymaga zmian technicznych. Dlatego analizę GHG warto zrobić jeszcze na etapie koncepcji, a nie dopiero przed audytem.

Drugą pułapką jest zmienność w czasie: obliczenia opiera się na rzeczywistych danych pracy, więc zmiany receptury w trakcie roku (np. gorsza dostępność odpadów i więcej kukurydzy) mogą pogorszyć wynik poniżej progu i wymagają aktualizacji dokumentacji.

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.