Polskie Stowarzyszenie Biometanu - Biometan Biogaz Biomasa OZE

Teraz Środowisko: Iloma instalacjami biogazowymi dysponujemy i jakie to (dys)proporcje względem Europy?

Marek Pituła: W końcu 2023 r. w Polsce mieliśmy, według Prezesa URE, 358 instalacji (o mocy elektrycznej powyżej 50 kW) o łącznej mocy elektrycznej 295 MW, które, o ile produkują z pełną mocą zainstalowaną, powinny produkować ok. 600 mln Nm3 biogazu w przeliczeniu na biometan. Prawie połowa z nich to biogazownie rolnicze, których na koniec czerwca 2024 r. było 167. To instalacje o łącznej deklarowanej produkcji ok. 400 mln Nm3 biogazu w przeliczeniu na biometan i zainstalowanej mocy elektrycznej 156 MW.

Tymczasem w Europie pracuje blisko 20 tys. instalacji biogazowych i 1548 instalacji biometanowych o rocznej zdolności produkcji 6,4 mld Nm3.

W 2022 r. łączna produkcja biogazu i biometanu w Europie stanowiła 6% całkowitego zużycia gazu ziemnego. Oznacza to, że aby uzyskać poziom średniej europejskiej, powinniśmy produkować 3 razy więcej biogazu i biometanu, czyli ok. 1,2 mld Nm3 rocznie, do czego wykorzystalibyśmy niewiele ponad 12% istniejącego potencjału technicznego substratów do produkcji biogazu w Polsce.

TŚ: Co z realizacją Narodowego Celu Wskaźnikowego (NCW)?

MP: Jeżeli mamy zamiar przynajmniej zbliżyć się do realizacji Narodowego Celu Wskaźnikowego (NCW) w 2030 r., wynoszącego 13,5% udziału paliw odnawialnych w łącznym zużyciu wszystkich paliw w transporcie, potrzebna jest decyzja polityczna na szczeblu rządowym - czy chcemy realizować powyższe cele polskimi siłami, generując modelowy wręcz efekt pozytywnej synergii ekonomicznej, ekologicznej i społecznej pomiędzy energetyką oraz szeroko rozumianym rolnictwem. Czy też przygotowujemy się już do importu biometanu z zagranicy, powstającego już w pewnej części z polskich substratów wywożonych z terenów Polski zachodniej i północno - zachodniej.

Zakładając 11% wzrost zużycia paliw transportowych do 2030 roku i NCW w wysokości 13,5%, w roku 2030 powinniśmy dysponować ok. 50 TWh energii w biopaliwach, obecnie dysponujemy 21 TWh (w tym 8 TWh z biodiesla, 12 TWh z bioetanolu oraz 1 TWh z „innych biopaliw”. Dla osiągnięcia NCW w 2030 należałoby przyjąć ambitne, w naszych warunkach, założenia 150% wzrostu produkcji bioetanolu, biodiesli, „innych biopaliw” oraz produkcji o najmniej 1,5 mld Nm3 biometanu w 2030.

Brak wystarczającej ilości biopaliw w 2030 r naraża podmioty realizujące NCW na ok. 12-15 mld zł kar rocznie.

Zdolność produkcji 1,5 mld Nm3 biometanu rocznie wymagałaby budowy 200-250 dużych instalacji w ciągu 5 lat, co w sumie nie jest niemożliwe, np. we Francji w latach 2022-2024 przybyło 198 instalacji, a w całej Europie 374. Przykład Francji i w jakimś stopniu Włoch pokazuje, że potencjalnie są takie możliwości, do 2030 r. mamy przecież jeszcze kilka lat.

TŚ: Spośród kilkudziesięciu barier rozwojowych zdiagnozował Pan 6 najistotniejszych, wraz z propozycjami ich zniesienia. Co do zmiany przede wszystkim?

MP: Nie jest to nic odkrywczego, to są te same problemy, na które branża wskazuje od wielu lat. Przede wszystkim musi powstać (realnie) rynek biometanu, bo obecnie on nie istnieje. Zdecydowanym impulsem dla powstania rynku biometanu byłoby uchwalenie Ustawy o zmianie ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych oraz niektórych innych ustaw (procedowanej obecnie pod numerem UC 28). Projekt ustawy jest już po konsultacjach resortowych oraz publicznych.

Ustawa w obecnej treści de facto uruchomi rynek biometanu, w szczególności w obszarze wykorzystania skroplonego biometanu (bioLNG) jako bezpośredniego paliwa transportowego.

Obowiązek dysponowania przez podmioty zobowiązane określonym wolumenem biopaliw (którego niewykonanie jest zagrożone karami) tworzy popyt i kreuje cenę 1 MWh biopaliwa na poziomie około 125-135 euro, co jest zbieżne z cenami, które we Francji i Włoszech uruchomiły przed kilku laty gwałtowny wzrost produkcji biometanu.

Dlatego należy jak najszybciej zakończyć pracę na projektem i skierować go do Sejmu. Poprawki i zmiany, które są konieczne - można jeszcze wprowadzić do ustawy w procesie legislacyjnym na etapie prac w Komisjach Sejmowych i/lub Senackich.

Drugim istotnym zagadnieniem jest kwestia dotycząca terenów pod inwestycję i ochrony gruntów rolnych. To z czym teraz mamy do czynienia, to zupełne nieporozumienie, stąd postulat, by niezwłocznie uwolnić grunty rolne, np. o powierzchni do 3 ha i klasach IV - VI z regulacji Ustawy o kształtowaniu ustroju rolnego - pod warunkiem przeznaczenia tych działek na budowę instalacji biogazowych/biometanowych. Grunty te zajmują ok. 51 % wszystkich gruntów ornych w Polsce, co stanowi ok. 7,5 mln hektarów gruntów rolnych, czyli dla 250 instalacji biometanowych zaangażowalibyśmy jedną setną procenta (!) tych gruntów. „Obrońcy” tych kilkuset hektarów w skali kraju powinni zastanowić się nad sensem swoich działań w szerszym kontekście realizacji zarówno NCW jak i redukcji emisji gazów cieplarnianych w ogóle.

TŚ: A jeśli chodzi o finansowanie inwestycyjne i operacyjne, to co Pan proponuje?

MP: To jest trzeci temat - przede wszystkim należy wprowadzić takie same prawa i obowiązki dla każdej formy prawnej inwestora - bez preferencji dla spółdzielni, klastrów, „gospodarstw rodzinnych do 300 ha” itp. Instalacja biometanowa o zdolności produkcji np. 6 mln Nm3 biometanu rocznie, musi kosztować 60 do 120 mln zł, sam udział własny przy takiej inwestycji to nie mniej niż 10 mln zł. Na takie kwoty mogłyby sobie pozwolić np. grupy producenckie, ale przyznam, że jak dotąd nie słyszałem, aby jakaś grupa podejmowała tego typu inwestycje. Bardziej wierzę we wspólne przedsięwzięcia z rolnikami – hodowcami, którzy będą wiarygodnymi dostawcami substratów.

Korzystne dla rozwoju projektów byłoby więc wprowadzenie kryteriów premiujących: stopień przygotowania inwestycji, posiadanie umów z dostawcami substratów, koszt inwestycji i czas jej realizacji. No i kwestia kluczowa, wprowadzenie aukcji na większe instalacje (powyżej 1 MW ekwiwalentu energii elektrycznej, czyli o rocznej zdolności produkcyjnej powyżej 22 MWh energii w biogazie/biometanie, co już konkretnie zapowiedział minister Motyka 12 lipca br. na wspólnym posiedzeniu dwóch Komisji Sejmowych. Jeżeli chcemy rozpocząć wyścig o biometan, taka aukcja powinna się odbyć jeszcze w tym roku, z elastycznym zagrożeniem penalizacji niewykonania umowy zawartej ze zwycięzcą aukcji - np. na poziomie 65%, co w sumie pan Minister też zapowiedział. Chociaż aukcje nie są modelem doskonałym, to w przypadku większych projektów biometanowych nie ma innego wyjścia, chyba, że nie chcemy korzystać z systemu wsparcia operacyjnego.

TŚ: Kolejna bariera to przyłącza do sieci. Wskazuje Pan na dwa kluczowe parametry: ciepło spalania i chłonność.

MP: Tak, to jest czwarty temat. Jeżeli zgodnie z dotychczasowymi zapowiedziami, wszystkie formy skupienia biometanu będą traktowane jednakowo pod każdym względem, ten czwarty problem może nie stanie się tzw. „deal breakerem”.

Obecnie sytuacja dla formy gazowej jest beznadziejną - nie ma możliwości przyłączenia się do sieci dystrybucyjnej gazowej np. w przypadku Polskiej Spółki Gazownictwa (PSG). Konkretnie, PSG ma 321 Obszarów Rozliczeniowych Ciepła Spalania (ORCS), w tym 300 dla gazu ziemnego wysokometanowego. Jeżeli przyjmiemy, że w miarę bezpieczną granicą dla źródła biometanu jest 97 % zawartość metanu w biometanie (już po uwzględnieniu 4 % tolerancji „in minus”, akceptowalnej przez PSG), tylko w 73 przypadkach istnieje teoretyczna możliwość przyłączenia się do sieci dystrybucyjnej ze względu ciepło spalania gazu – w danym obszarze rozliczeniowym, przy czym aż 64 ze wspomnianych 73 punktów znajduje się w obszarze taryfowym „Tarnów”. A tak się akurat składa, że zaledwie kilka z tych obszarów rozliczeniowych może zapewnić odbiór ciągły np. 1 000 Nm3 biometanu przez cały rok. Ale to nie wszystko, ciepło spalania w sieci PSG w ostatnich latach podnosi się (prawdopodobnie ze względu na wyższe ciepło spalania LNG importowanego z USA czy z Zatoki Perskiej). W jednym z obszarów rozliczeniowych, który sprawdziliśmy, średnioroczne ciepło spalania od 2021 do połowy 2024 wzrosło prawie o 1 MJ, a wahania miesięczne w tym okresie wynosiły nawet do 1,9 MJ, czyli 4,7 % zmiennej zawartości metanu w biometanie (bez dopuszczalnej redukcji).

Czyli nawet te kilka czy kilkanaście punktów jest pod znakiem zapytania, jaką bowiem mamy gwarancję, że jutro nie przypłynie więcej statków z Zatoki Perskiej i ciepło spalania wzrośnie na tyle, że nie będziemy w stanie dostarczać biometanu do sieci np. od połowy roku…

Istnieją stosunkowe proste sposoby rozwiązania tego problemu, ostatecznie z 1548 instalacji biometanowych w Europie, aż 80 % jest przyłączonych do sieci.

Tego problemu nie ma na szczęście w przypadku GAZ-SYSTEMU, tam i chłonność jest praktycznie nieograniczona i wymagania wobec ciepła spalania są do spełnienia przez praktycznie każda instalację biometanową. Istnieją jednak inne problemy o charakterze regulacyjnym, na szczęście stosunkowo łatwe do usunięcia, przy czym w zasadzie bez istotnych inwestycyjnych.

TŚ: A co z substratami?

MP: To już piąty temat, uważam, że powinno wprowadzić się zachęty dla rolników - dostawców substratów do instalacji biogazowych/biometanowych oraz korzystających z produktu pofermentacyjnego. Mam na myśli przede wszystkim dopłaty do hektara gruntów nawożonych produktem pofermentacyjnym, który posiada dopuszczenie do obrotu przez MRiRW (w tej chwili już jest w eko- schemacie „rolnictwo węglowe” - ale jest taka sama jak dla nawozów naturalnych). Tymczasem te dopłaty mogłyby być większe - przecież stosowanie produktu pofermentacyjnego znacząco zmniejsza emisje gazów cieplarnianych w stosunku do nawozów naturalnych.

Ponadto zasadnym byłoby wprowadzenie programu wsparcia inwestycyjnego dla producentów pełnowartościowych nawozów na bazie produktu pofermentacyjnego - chodzi o uzupełnienie składu produktu pofermentacyjnego o brakujące składniki (w miarę możliwości nie pochodzące z nawozów mineralnych) nie tracąc statusu nawozu - produktu pofermentacyjnego.

To powinno rozwiązać problem substratów związanych z rolnictwem, w szczególności z hodowlą, przede wszystkim taką, która wymaga wykorzystania pasz objętościowych.

TŚ: Ostatnią piętą achillesową na Pańskiej liście jest świadomość i akceptacja społeczna, a raczej jej brak.

MP: To jest szósty i ostatni z istotnych, ale możliwych do rozwiązania problemów utrudniających powstanie rynku biometanu w Polsce. Za konieczne uważam przeprowadzenie kampanii informacyjnej dla wszystkich jednostek samorządu terytorialnego na temat znaczenia biometanu jako nośnika i magazynu energii dla całej gospodarki oraz sposobu na zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego w skali krajowej i lokalnej. Kampania informacyjna powinna być skierowana do sektora rolnego - o znaczeniu śladu węglowego w kontekście oczekiwanego oznaczania produktów żywnościowych informacją o wielkości śladu węglowego, szczególnie w branżach eksportujących polskie produkty żywnościowe na rynki zagraniczne. Poprzez współpracę z instalacjami biogazowymi możemy zredukować ślad węglowy na etapie gospodarstwa hodowlanego aż o 1/3, czyli zrównać się z takimi krajami jak Dania czy Szwecja i utrzymać konkurencyjność naszego eksportu np. mleka.

Podsumowując, żadna z powyższych barier nie jest krytyczna, każda jest do pokonania.

TŚ: Dodajmy, że Polskie Stowarzyszenie Biometanu jest członkiem "Porozumienia o współpracy na rzecz rozwoju sektora biogazu i biomatanu" a Pan jest koordynatorem Grupy 5, zajmującej się identyfikowaniem barier ograniczających rozwój rynku biogazu i biometanu oraz propozycjami ich zniesienia. Jeżeli miałby Pan uszeregować ww. rekomendacje według znaczenia dla powstania rynku biometanu w Polsce, jaka byłaby ich kolejność?

MP: Nr 1: Rynek (tutaj sprawy idą chyba w dobrym kierunku, trochę na zasadzie „kija i marchewki”);

Nr 2: Wsparcie inwestycyjne (tutaj od ubiegłego czwartku mamy nowy program NFOŚiGW z budżetem aż 4 mld zł, szkoda, że tylko na biometan z odpadów biodegradowalnych, może w procesie konsultacji uda się rozszerzyć listę substratów co najmniej o surowce związane z produkcją hodowlaną);

Nr 3. Wsparcie operacyjne (tutaj w obszarze deklaracji rządowych też sprawy idą w dobrym kierunku - aukcje);

Nr 4. Substraty (jest jaskółka w postaci dopłat do stosowania produktu pofermentacyjnego w nawożeniu, dobrze byłoby gdyby były większe);

Nr 5. Akceptacja społeczna (przemyślane lokalizacje i realne korzyści dla społeczności lokalnych – szczególnie w postaci ciepła do ogrzewania);

Nr 6. Przyłącza do sieci gazowej (tutaj dużo zależy od elastyczności operatorów, ale istnieje przecież alternatywa w postaci bioLNG, czyli produkcji bezpośredniego paliwa transportowego i jego dostawy bez udziału sieci, powinno to skłaniać operatorów sieci do refleksji, szczególnie, że pracujemy nad tańszymi niż dotychczas technologiami „dwa w jednym”, czyli uzdatnianie i skraplanie w jednym ciągu technologicznym.

Rozmawiała

Katarzyna Zamorowska

Wywiad z Prezesem Polskiego Stowarzyszenia Biometanu w ,,Teraz Środowisko".

Polityka Prywatności Stowarzyszenia

Skontaktuj się z nami

Jesteśmy członkami:

Jesteśmy członkami: