Firmy czekają na wsparcie polskiego rynku biogazu i biometanu

Bez odpowiednich regulacji, zniesienia barier administracyjnych, funduszy na nowe projekty, inwestycji w infrastrukturę i edukacji trudno oczekiwać boomu, a nawet rozpoczęcia budowy już zaplanowanych instalacji.

Polska cały czas ma ogromny potencjał do wzrostu produkcji biogazu i biometanu. Tego pierwszego możemy wytwarzać nawet 13–15 mld m sześc. rocznie. Z kolei z przerobu biogazu może powstać biometan, czyli surowiec o zawartości metanu sięgającej 97 proc., a więc identyczny jak gaz ziemny wysokometanowy dostarczany przez krajową sieć gazociągową do odbiorców.

Narodowe Centrum Badań i Rozwoju szacuje tzw. całkowity potencjał teoretyczny produkcji biometanu nad Wisłą na około 8 mld m sześc. rocznie. Potencjał inwestycyjny, czyli ekonomicznie uzasadniony, sięga 3,2 mld m sześc. Dla porównania, niewiele większe mamy dziś wydobycie gazu ziemnego z krajowych złóż. Mimo to nasz kraj posiadanego potencjału produkcji biogazu i biometanu od wielu lat nie potrafi wykorzystać. Z ostatnich danych wynika, że na koniec 2023 r. biogazowni było tylko 389, a biometanowni wcale. W Niemczech odpowiednio ponad 11 tys. i 0,2 tys.

Brakuje przepisów umożliwiających wprowadzanie biometanu do sieci gazowej

Szacunki grupy Orlenu w zakresie krajowego potencjału produkcji biogazu i biometanu są zbieżne z publikowanymi przez NCBiR. Jednocześnie koncern zwraca uwagę, że oprócz dostępności surowca kluczowe znaczenie mają tu takie czynniki jak: zakres i jakość współpracy z lokalną społecznością oraz władzami samorządowymi, dostęp do sieci gazowych i elektroenergetycznych, a nawet dostęp i jakość infrastruktury drogowej. Ponadto zaprojektowanie instalacji i uzyskanie pozwoleń administracyjnych oraz prace budowlane i przygotowanie do rozruchu w przypadku instalacji do wytwarzania biometanu mogą zająć łącznie nawet do pięciu lat. Według koncernu każde tego typu działanie wymaga przejrzystego otoczenia prawnego, m.in. usprawnień w procesach inwestycyjnych i gwarancji przyłączenia biometanowni do sieci gazowej, a także możliwości wykorzystania biometanu wytworzonego w Polsce jako samoistnego paliwa lub mieszanki z LNG w transporcie i zaliczenia go do tzw. narodowego celu wskaźnikowego. Impulsem do rozwoju rynku mógłby być także ułatwiony dostęp do zewnętrznego finansowania tego typu inwestycji.

„Grupa Orlen jest od dawna zaangażowana w proces legislacyjny dotyczący regulacji rynku paliw i energii pochodzących z odnawialnych źródeł, w tym również biogazu i biometanu, jednak pomimo szeregu korzystnych zmian nadal brakuje kluczowego pakietu przepisów, który umożliwiłby łatwe wprowadzanie biometanu do sieci gazowej. W zgodnej opinii wszystkich uczestników rynku, a także krajowych i międzynarodowych ekspertów, dopiero ta zmiana pozwoli na pełne uruchomienie krajowego potencjału biometanowego” – twierdzi zespół prasowy Orlenu.

GG Parkiet

Płocki koncern posiada obecnie trzy biogazownie. W 2023 r. wytworzyły łącznie około 20 mln m sześc. biogazu. Z cząstkowych danych wynika, że w ubiegłym roku zwiększyły produkcję o 11 proc. Orlen pierwszą biometanownię chce uruchomić w miejscowości Głąbowo w województwie warmińsko-mazurskim, co ma nastąpić w tym roku. Jej wydajności powinna przekroczyć 7 mln m sześc. biometanu rocznie. Grupa traktuje go jako zdekarbonizowane paliwo, które może być wykorzystywane jako nośnik energii odnawialnej, możliwy do zastosowania zarówno na potrzeby zewnętrzne (jako produkt w jej ofercie), jak i na potrzeby wewnętrzne (w produkcji).

Wkrótce Orlen opublikuje nową strategię, w której przedstawi pełne stanowisko w sprawie gazów odnawialnych, w tym roli, celów oraz ambicji dotyczących biogazu i biometanu w kolejnych latach. Niezależnie od tego trwają analizy kilkudziesięciu potencjalnych lokalizacji dla przyszłych instalacji biometanowych. Prowadzone są też prace projektowe zmierzające do rozbudowy już posiadanych instalacji biogazowych.

„Zaawansowana w tych działaniach jest spółka Orlen Południe, która zamierza zbudować na terenie zakładu produkcyjnego w Jedliczu biogazownię wraz z obiektami i infrastrukturą przynależną. Inwestycja polega na zaprojektowaniu i budowie instalacji pod klucz i będzie powiązana technologicznie z instalacjami wybudowanymi na potrzeby produkcji bioetanolu II generacji” – informuje koncern. Dodaje, że kluczowym surowcem będzie w tym przypadku wywar podestylacyjny, przy czym otrzymany biogaz, zawierający około 60 proc. metanu, będzie po odsiarczeniu i odwodnieniu kierowany do instalacji elektrociepłowni. Przewidywana planowana wydajność instalacji to minimum 1,9 tys. m sześc. biogazu na godzinę. Obecnie trwa postępowanie przetargowe dla tej inwestycji. Orlen Południe prowadzi również analizy w kierunku możliwości oczyszczania otrzymanego biogazu do biometanu i wykorzystywania go w celach transportowych.

Rozwój branży hamuje wydłużony proces administracyjny

Trzy biogazownie posiada również grupa Selena FM, a konkretnie należąca do niej Selena Green Investments, podmiot powołany kilka lat temu do realizacji różnego rodzaju projektów OZE. W tym roku firma chce ruszyć z ich rozbudową. Celem jest osiągnięcie dla każdej z instalacji zdolności produkcyjnych na poziomie minimum 1 MW. Na tym nie koniec. – Deweloperzy projektów, firmy wykonawcze oraz dostawcy substratów doceniają we współpracy z nami doświadczenie i możliwości, jakie daje zaangażowanie w projekt grupy kapitałowej o ugruntowanej pozycji na rynku polskim oraz zagranicznym. Na bieżąco analizujemy więc oferty, jakie do nas spływają z rynku, i jesteśmy otwarci na rozmowy o ewentualnym rozpoczęciu realizacji interesującego nas projektu, jeśli spełnia on nasze wymagania, zarówno pod kątem technicznym, jak i ekonomicznym – twierdzi Paweł Grzegorski, prezes Seleny Green Investments.

Dodaje, że spółka – zarówno na podstawie własnych obserwacji, jak i zleconych badań – podobnie ocenia potencjał rozwoju polskiego rynku biogazu i biometanu jak NCBiR. W jej ocenie dziś jest najlepszy czas, żeby w szeroko rozumianej branży OZE rozwijać perspektywiczne projekty na rzecz zrównoważonego rozwoju. Firmy chcące inwestować w biogazownie i biometanownie wciąż zderzają się jednak z wydłużonym procesem administracyjnym, który jest jednym z głównych czynników hamujących rozwój tego typu projektów. W efekcie od znalezienia odpowiedniej lokalizacji do końca procesu administracyjnego potrafi minąć nawet kilka lat. – Zmiany legislacyjne, które zaszły w ostatnim czasie, można określić jako pozytywne, ale w mojej opinii wciąż niewystarczające, żeby przyśpieszyć rozwój produkcji biogazu i biometanu w Polsce. Programy wspierające małe i mikroinstalacje nie wpłyną w sposób znaczący na wykorzystanie potencjału do produkcji biogazu, który mamy w naszym kraju – uważa Grzegorski. W jego ocenie istotny impuls mogłyby przynieść programy rządowe, które zachęciłyby do budowania średnich i większych instalacji (powyżej 1 MW), bo takie co do zasady są z punktu widzenia inwestorów uzasadnione ekonomicznie.

– Dodatkowo mimo bezdyskusyjnego potencjału, który mamy w naszym kraju w zakresie rozwoju produkcji biometanu, wciąż wiele jest do zrobienia w kwestii budowania świadomości lokalnych społeczności na temat potencjału projektów z obszaru OZE. Brak wiedzy i błędne postrzeganie tego typu instalacji jako niebezpiecznych, mocno odorowych generuje sprzeciw i protesty społeczności, co wpływa na opóźnienia w rozpoczęciu prac nad kolejnymi inwestycjami – informuje Grzegorski.

O rozpoczęciu budowy instalacji zdecyduje system wsparcia

Budowę dwóch biometanowni planuje Atrem. Każda będzie miała około 5 MW mocy i pochłonie po 120–140 mln zł netto. – Na podjęcie decyzji o rozpoczęciu budowy będzie miał wpływ realny system wsparcia i związane z tym regulacje. Na dziś odpowiednia ustawa nie jest jeszcze uchwalona – podaje Andrzej Goławski, prezes Atremu. Zauważa, że bez niej trudno jest przygotować realny biznesplan, który by taką decyzję uzasadniał. Jednocześnie wyraża nadzieję na szybkie uchwalenie odpowiedniej ustawy. W międzyczasie spółka chce uzyskać wszelkie niezbędne decyzje administracyjne, aby być gotowa do rozpoczęcia prac na budowach jesienią tego roku.

– Mając na uwadze potencjał polskiego rynku biometanu, przy optymistycznym scenariuszu regulacyjnym, faktycznie rynek tego typu instalacji może się rozwinąć bardzo szybko. Warunkami koniecznymi są przede wszystkim realne wsparcie oraz odpowiednia chłonność sieci dystrybucyjnych lub przesyłowych, tak by można było uzyskać warunki przyłączeniowe w celu zatłaczania – twierdzi Goławski. Jego zdaniem kolejna sprawa dotyczy m.in. uchwalenia odpowiednich regulacji w zakresie bioLNG. Docelowo Atrem zamierza zbudować solidny biznes, trzeci obok automatyki i energetyki, który w perspektywie dwóch, trzech lat będzie zapewniał podobne przychody jak pozostałe.

Prace projektowe związane z uruchomieniem biogazowni rolniczej o mocy 3 MW prowadzi aktualnie grupa Unimot. W czerwcu 2024 r. uzyskała decyzję o warunkach zabudowy. Kolejnym krokiem będzie uzyskanie ostatecznej decyzji o pozwoleniu na budowę, co planowane jest na II kwartał tego roku. Firma w szczególności jest zainteresowana produkcją bioLNG lub bioCNG z przeznaczeniem na cele transportowe. „W dużej mierze będzie to związane z realizacją wskaźników NCW, do czego jako grupa jesteśmy zobowiązani. Byłyby to oczywiście projekty średnioterminowe – w przypadku budowy odpowiedniej infrastruktury mówimy o około 3 do 5 lat” – informuje Unimot. Decyzja w tym zakresie uzależniona jest jednak głównie od powstania w kraju przepisów regulujących produkcję biogazu rolniczego i biometanu, w tym systemów wsparcia lub dofinansowania ich produkcji.

Od dłuższego czasu dwiema biogazowniami zarządza Enea Nowa Energia, firma należąca do grupy Enea. Co ważniejsze, koncern widzi potencjał rozwoju instalacji biogazu i biometanu, szczególnie w północno-zachodniej Polsce, czyli na terenie działania zależnej firmy Enea Operator. – Instalacje te mogą stanowić istotne uzupełnienie portfela OZE grupy, przyczyniając się do dywersyfikacji źródeł energii i wspierając lokalne społeczności. Enea Nowa Energia prowadzi działania, które mają na celu nie tylko rozwój kompetencji grupy w obszarze biogazu i biometanu, ale mają przyczynić się do zwiększenia udziału Enei w energetyce rozproszonej – przekonuje Berenika Ratajczak, rzecznik prasowy poznańskiego koncernu.