Wokół oczekiwanej nowelizacji ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych oraz unijnej dyrektywy RED II krążyła tematyka obrad konferencji „Polski Rynek Biopaliw 2019”. Wydarzenie zorganizowała w Krynicy Zdroju, 11 kwietnia br., firma Information Market.

Wszystkich uczestników przywitał prezes Information Market, Robert Bukowski. Pierwszy prelegent, Krzysztof Rutkowski z Kancelarii Doradców Celnych i Podatkowych Rutkowski, Witalis, omówił zmiany w otoczeniu prawnym rynku biokomponentów i biopaliw, wynikające z zaproponowanej przez Ministerstwo Energii nowelizacji ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych (dalej: ustawa biopaliwowa). Konferencja wypadła w doskonałym momencie, gdyż projekt zmiany tego kluczowego dla całej branży dokumentu opublikowany został ledwie kilka dni wcześniej. Słuchacze liczyli na syntezę planowanych zmian oraz komentarz prawnika z punktu widzenia operacyjnych aspektów działalności firm. 

Rutkowski w swoim wystąpieniu zwrócił szczególną uwagę na fakt, że tzw. blending obowiązkowy biokomponentów będzie od 2020 r. rozliczany rocznie, a nie, jak dotąd, kwartalnie. W opinii Rutkowskiego za pozytywne uznać też trzeba, że poziomy blendingu na lata 2020-22 są wpisane w ustawie, a nie pozostawione do dookreślenia rozporządzeniami. Rutkowski podkreślał, że zgodnie ze zmianami do obliczania NCW będzie można po nowelizacji w liczniku ułamka dodawać  także udział biokomponentów w paliwach, a nie jak dotąd tylko w paliwach ciekłych – w praktyce oznacza to, że np. CNG z biogazu będzie mogło być zaliczane przez podmioty realizujące Narodowy Cel Wskaźnikowy na potrzeby tego obowiązku. „Nikt na tym nie traci, być może wcale wielu nie zyska, ale niektórzy mogą naprawdę na tym skorzystać” komentował prawnik.  Stawiał też pytanie dotyczące rozumienia zapisów o zaliczaniu paliw z zawartością biowęglowodorów, powstałych w procesie współuwodornienia, przywiezionych z zagranicy, do NCW w Polsce – jest to jego zdaniem niejasne. Ponadto Rutkowski zwracał uwagę słuchaczy, że w dyrektywie RED II jest zapis, pozwalający Państwom Członkowskim niektóre grupy czy typy dostawców paliw zwolnić z obowiązków wynikających z tej dyrektywy – np. w zależności  od tego jakimi narzędziami dysponują poszczególne podmioty. Może to być rozwiązanie, z którego w przyszłości także Polska będzie względem swoich firm paliwowych korzystać.

Grzegorz Borówka z Orlen Południe opowiadał szeroko o realizowanych przez tego wytwórcę biokomponentów inwestycjach, zarówno w segmencie bio, jak i innych. Powstaje zakład wytwarzania bioetanolu 2 generacji, ale planowana jest także produkcja glikolu propylenowego. Dziś jest on  wytwarzany w procesach petrochemicznych, zaś Orlen Południe będzie miał drugą w Europie instalację produkcji glikolu, o mocy 30 tys. t. Instalacja ma zacząć działać od 2021. Przewaga wynikać będzie z faktu, że powstanie glikol o takich samych właściwościach jak ten pochodzenia petrochemicznego, ale ze znacznie niższą emisją CO2 przy wykorzystywaniu. Glikol będzie wytwarzany z gliceryny otrzymywanej w produkcji biodiesla. Orlen Południe planuje też produkować kwas mlekowy, który  ma zastosowanie w przemyśle spożywczym lub farmaceutycznym.

W kontekście dyrektywy RED II i realizowania celów klimatycznych po 2021 r. jedną z możliwych do wykorzystania opcji będzie biometan. Potencjał Polski w tym zakresie omówił Michał Tarka, prawnik reprezentujący Polską Radę Biometanu. Z samych osadów ściekowych potencjał pozyskiwania tego paliwa to 700 mln m3. Biometan jest w całości zaliczany do celów OZE, np. w transporcie, zaś uzasadnienie do nowelizacji ustawy biopaliwowej mówi właśnie o możliwym zapotrzebowaniu w Polsce na biometan na poziomie 700 mln m3 rocznie. Tarka omówił korzyści ze stosowania biometanu oraz bariery, jakie mogą się pojawić w rozwoju tej technologii. Polska Rada Biometanu prowadzi działania ku ich eliminacji, np. na rzecz ułatwiania przyłączania biogazowni wytwarzających biometan do sieci.

Drugi panel konferencji poświęcony był w całości możliwościom i potencjalnym ograniczeniom w stosowaniu biokomponentów zaawansowanych (II generacji) na polskim rynku paliwowym. Wystąpienie wprowadzające wygłosił  Michał Cierpiałowski, specjalista ds. jakości i certyfikacji produktów w łańcuchu logistycznym biokomponentów. Przeprowadził on szeroki przegląd dostępnych technologii i surowców, w oparciu o które można produkować biokomponenty. Omówił cechy poszczególnych z nich pod kątem np. redukcji emisji CO2, opowiedział też o doświadczeniach z innych państw, pozytywnych i negatywnych, gdzie wcześniej niż w Polsce wdrażano biokomponenty II generacji. 

Druga część panelu zorganizowana była w formie debaty z udziałem przedstawicieli różnych firm i instytucji związanych z rynkiem biopaliw. Katarzyna Korupczyńska z firmy Euro Eko Polska, zajmującej się zbieraniem oleju posmażalniczego (UCO) do wytwarzania estrów podwójnie naliczanych, przy okazji rozważań o potencjale Polski w tym zakresie wspomniała, że duża część realizowanych zbiorów UCO jest potem sprzedawana za granicę. W innych państwach można bowiem uzyskać wyższą cenę niż w Polsce, ale też jak dotąd nie było zapotrzebowania w kraju na UCO aż na taką skalę. 

Zygmunt Gzyra, prezes firmy Bioagra i Krajowej Izby Biopaliw swoje wystąpienie w debacie rozpoczął od stwierdzenia, że ciężko dziś przesądzać, jaka będzie przyszłość biokomponentów zaawansowanych i II generacji. Cytował Andy’ego Grove’a, byłego szefa Intelu, podkreślając że postęp często dzieje się skokowo. Jeśli tak zdarzy się też na rynku biopaliw, to II generacja zdominuje go szybko i absolutnie. Nie wiadomo jednak jeszcze, w jakim kierunku pójdzie przyszłość, więc nie można absolutnie przesądzać o zmierzchu biokomponentów I generacji. Gzyra podkreślał, że na świecie działa i produkuje niewielki odsetek instalacji dla bioetanolu II generacji. Biopaliwa rozwijane są w wielu państwach, często jednak poprzez I generację, np. Chiny zdecydowały o wprowadzeniu E10 i nałożyły cła na amerykański etanol, więc będą wykorzystywać własną produkcję, w Indonezji i  Malezji badane są możliwości używania biodiesla B20, a nawet B40. Tymczasem Europa zalimitowała biokomponenty i biopaliwa z roślin spożywczych na poziomie maksymalnie 7% ich udziału w energii w transporcie, w perspektywie kolejnej dekady. Branża wytwórcza chce inwestować, potencjalni inwestorzy w biopaliwa II generacji wywodzą się z kręgów producentów biopaliw I generacji, ale potrzebna jest technologia sprawdzona na skalę przemysłową. Gzyra podsumował swoje wystąpienie podkreślając, że sensownie trzeba wykorzystywać te narzędzia i instrumenty, które już są dostępne – bo są sprawdzone, skalowalne i stabilne. Nie wiadomo, co będzie z nowymi technologami, a biopaliwa I generacji już dają konkretne efekty gospodarcze i środowiskowe.

Jan Biedroń z Grupy Lotos opowiadał, że w tej rafinerii też prowadzone są prace nad wdrożeniem biowodoru pozyskiwanego z biometanu jako instrumentu realizacji NCW i to nie jako samoistnego paliwa do aut, ale elementu produkcji tradycyjnych paliw silnikowych. Jego zdaniem jest to kierunek w którym zmierza wiele państw w Europie. Zaznaczał, że w zakresie biopaliw obserwujemy raczej ewolucję, a nie rewolucję, a szanse na zrealizowanie celów środowiskowych na poz. udziału 8-8,5% energii odnawialnej w transporcie są niskie. Zdaniem Biedronia ciężko zatem mówić o dywersyfikacji rynku paliwowego poprzez biopaliwa, podkreślał też że rzeczywisty wpływ realizowania celów klimatycznych na środowisko jest mocno dyskusyjny. Apelował, by przy tworzeniu ram politycznych dla biopaliw myśleć przez pryzmat faktycznych możliwych do uzyskania korzyści, a nie tylko haseł bez pogłębionej analizy.

Ostatni panel poświęcony był w dużej części kwestiom technicznym i jakościowym. Wojciech Mazela z INIG-PIB, operatora polskiego systemu certyfikacji biopaliw KZR INiG, podkreślał, że w Polsce funkcjonują trzy systemy certyfikacji, ale KZR INiG to ten najbardziej rozpowszechniony i dominujący. Mazela omówił przepisy dyrektywy RED II, szczególną uwagę poświęcając konsekwencjom jakie niesie chęć ograniczania rynkowej obecności biopaliw z surowców o wysokim ryzyku ILUC, niosących zagrożenie ekspansją na tereny zasobne w pierwiastek węgla. Przekazał też kryteria pozwalające klasyfikować surowce jako te o niskim ryzyku ILUC. Mazela mówił też, że dyrektywa RED II wprowadza nową kategorię pojęciową - paliwa węglowe z recyklingu.

Seweryn Felis z firmy Labsolution, dostarczającej aparaturę badawczą dla laboratoriów jakościowych, wyjaśnił dlaczego dużo miejsca poświęca się badaniom obecności siarki w biopaliwach – ma ona bowiem negatywny wpływ zarówno na pracę silnika, jak i na środowisko. Labsolution zaprezentowało całą gamę analizatorów o wielu funkcjach i możliwościach, które można praktycznie dopasować do oczekiwań w konkretnym laboratorium.

Ostatni prelegent, Jarosław Cendrowski z Grupy Lotos, wyjaśniał wzajemne relacje dwóch celów nałożonych na firmy paliwowe, zbiegających się w 2020 r. – NCW i Narodowego Celu Redukcyjnego.  Cendrowski zaznaczał, że realizacja NCW nie jest niestety równoważna wykonaniu NCR. Podzielił się ze słuchaczami informacją, że o ile jeszcze w 2017 r. w Grupie Lotos biokomponenty zagraniczne oferowały niższą emisyjność niż krajowe, to w 2018 r. ich parametry praktycznie się wyrównały. Wspominany wcześniej w trakcie konferencji biowodór ma też duży potencjał jeśli chodzi o wypełnianie NCR. Cendrowski prezentował obliczenia wskazujące np. że podwójne naliczanie niektórych biokomponentów, choć przydatne dla NCW, ma negatywny wpływ na realizowanie NCR. Lokowanie przez firmy paliwowe na rynku fizycznych ilości czy to biokomponentów, czy to LPG, wynikających z rozmiarów polskiego rynku i prognoz konsumpcji, nie wystarczy do realizacji NCR w roku 2020. Firmy paliwowe będą najpewniej zmuszone kupować tzw. certyfikaty redukcji emisji z wydobycia ropy, ale równocześnie kalkulować to pod kątem relacji ich ceny do potencjalnej kary za niewykonanie NCR (liczonej wg cen uprawnień do emisji CO2). Tak czy inaczej – będzie to więc kosztowne.