Magazyn Biomasa 2(112)/2025

BIOGAZU I BIOMETANU RYNEK

8. Kongres Biometanu Conference & Expo

20-21 maja 2025

Poznań Congress Center

Gdzie nie spojrzysz, biogaz i biometan!

Dokładnie w momencie, gdy magazyn, który trzymacie Państwo w rękach, przechodził ostatnie szlify redaktorskie wydarzyło się mnóstwo interesujących spraw. Oto w komisjach sejmowych i samym Sejmie procedowano nowelizacje ustaw o znakomitym znaczeniu dla biometanu. W Komisji do Spraw Energii, Klimatu i Aktywów Państwowych odbyło się czytanie poselskiego projektu ustawy o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii. Sejm zaś przyjął po poprawkach senackich ustawę o zmianie ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych. Teraz tylko podpis Prezydenta – i gotowe! A to nie wszystkie informacje, bo NFOŚiGW ogłosił, że stara się o środki z EBI (Europejski Bank Inwestycyjny) na biometan właśnie. Skontaktował się też ze mną jeden z pracowników szwedzkiej oczyszczalni, czy aby w Polsce nie chciałby ktoś kupić używanej, a więc przetestowanej, mobilnej części fabryki zajmującej się oczyszczaniem i uzdatnianiem gazu do biometanu dla transportu oraz części do produkcji ozonu…

Przypomnę, że początek lutego to wizyta minister Pauliny Hennig-Kloski (zapraszam do wywiadu na s. 20) w Brodach, gdzie produkowany ma być biometan. A z rzeczy, o których nie możecie Państwo wiedzieć, zwrócił się do mnie jeden z naukowców (humanista!) z zapytaniem, czy wesprę go w pracy nad raportem, powiedzmy ,o społecznej roli biogazowni…

Może to zbyt kolokwialne porównanie, ale bałam się otworzyć lodówkę!

Czy stamtąd też wyskoczy biogaz lub biometan?

Kiedyś, w przyszłości, pośrednio, jako energia elektryczna powstała z OZE, z którejś z pobliskich biogazowni czy biometanowni na pewno tak…

Beata Klimczak

REDAKTOR NACZELNA

Na razie biometan odmieniany przez wszystkie przypadki i stawiany w każdej możliwej konfiguracji przyświecać będzie wiosennemu Kongresowi, który odbędzie się 20-21 maja w Poznaniu, a na który już teraz zapraszam!

Wystarczy wejść na magazynbiomasa.pl/kongres-biometanu i zarejestrować się.

Do zobaczenia w Poznaniu!

n FORUM BRANŻY

6 Eksperci branży odpowiadają na pytanie, jaką strukturę powinien mieć polski rynek biometanu?

n SUBSTRATY

8 Rolna czy miejska – trawa trawie nierówna. Dla instalacji to bez różnicy

12 Biogazownia – najlepszym rozwiązaniem na zagospodarowanie odpadów

16 Ustawa o OZE a europejska rzeczywistość

n WYWIAD

20 Paulina Hennig-Kloska, minister klimatu i środowiska: Biogazownie i biometanownie muszą powstawać szybciej

n WYWIAD NUMERU

24 Przemysław Białas, Romgos Bio Energia: Inwestujemy z myślą o korzyściach lokalnych społeczności

n PRAWO

30 Regulacje dla wodoru i biometanu. Co je łączy, a co dzieli?

34 Gazociąg bezpośredni – nowe perspektywy dla biogazu

n BIOMETAN W TRANSPORCIE

38 Nowe przepisy uproszczą wykorzystanie biometanu w transporcie

n INFRASTRUKTURA

42 Przyłączenie do sieci – sprawnie i na lata

n BIOGAZ W CIEPŁOWNICTWIE

44 Transformacja systemów ciepłowniczych a gazy zdekarbonizowane

48 Biometan a sektor ciepła– za i przeciw

52 Sokołów Podlaski – innowacyjny projekt z udziałem biogazu

54 Ciepło odpadowe z biogazowni ogrzewa mieszkańców

Leżajska

n RYNEK BIOGAZU

56 Mediator biogazowy nowym zawodem na rynku?

58 Ujemne ceny energii – szansa czy zagrożenie dla biogazowni?

62 Ulgi dla biogazowni - jak z nich skorzystać?

n RYNEK BIOMETANU

64 GAZ-SYSTEM jest gotowy na biometan

68 Inwestycje w biometan wspierają europejską transformację

n DODATEK SPECJALNY

BIOGAZ W BRANŻY ŚCIEKOWEJ

72 Biogazownia przy oczyszczalni ścieków – inwestycja krok po kroku

76 Możliwość produkcji biogazu z osadów ściekowych –przykład oczyszczalni „Aqua” Bielsko-Biała

80 Poferment z osadów ściekowych jako produkt wspomagający uprawę roślin

n 9. KONGRES BIOGAZU

84 Polska pilnie potrzebuje strategii dla biogazu

Zarząd/Board:

/ magazyn dla profesjonalistów / magazynbiomasa.pl

Maciej Kosiński – Co-owner maciej.kosinski@magazynbiomasa.pl

Maciej Roik – Co-owner maciej.roik@magazynbiomasa.pl

Biuro Zarządu/Management office: biuro@magazynbiomasa.pl, +48 791 44 33 22

Wydawca/Publisher:

Biomass Media Group Sp. z o.o. ul. Kwiatowa 14/4, 61-881 Poznań NIP: 777 326 38 86, REGON: 3644 9792 6, KRS: 0000626900 biuro@magazynbiomasa.pl, +48 791 44 33 22

Dział finansowy/Finance:

Marta Kosińska – Co-owner marta.kosinska@magazynbiomasa.pl, +48 512 321 956

Aleksandra Urbańska – Manager ds. rozliczeń aleksandra.urbanska@magazynbiomasa.pl, +48 730 291 100

Redakcja/Editorial:

Beata Klimczak – Redaktor naczelna/Editor-in-chief beata.klimczak@magazynbiomasa.pl

Jolanta Kamińska – Redaktor prowadząca/Editor jolanta.kaminska@magazynbiomasa.pl, +48 790 439 216

Lech Bojarski – Redaktor/Editor lech.bojarski@magazynbiomasa.pl, +48 507 094 679

Daria Lisiecka – Dziennikarka/Journalist daria.lisiecka@magazynbiomasa.pl, +48 570 885 641

Daniel Siejak – Project manager daniel.siejak@magazynbiomasa.pl, +48 570 002 708

Anna Królikowska-Lenartowska

Wydawczyni internetowa/Online and social media wydawca@magazynbiomasa.pl,+48 536 100 122

Mateusz Walczak – Digital marketing mateusz.walczak@magazynbiomasa.pl

Korekta/Proofreader: Maria Kosińska Skład/Design: Studio DoDo Dział sprzedaży reklam/Sale department: Beata Szczepaniak

Pełnomocnik Zarządu ds operacyjnych i handlowych/ Board representative: beata.szczepaniak@magazynbiomasa.pl +48 791 44 33 22

Paweł Zygmanowski – Manager ds. marketingu i sprzedaży pawel.zygmanowski@magazynbiomasa.pl, +48 731 522 600

Honorata Janusz – Manager ds. marketingu i sprzedaży honorata.janusz@magazynbiomasa.pl, +48 535 277 025

Dział prenumeraty/Subscription: prenumerata@magazynbiomasa.pl, +48 791 44 33 22

Adres redakcji/Address: Magazyn Biomasa ul. Kwiatowa 14/4, 61-881 Poznań redakcja@magazynbiomasa.pl www.magazynbiomasa.pl

fb.com/magbiomasa

Nakład/Circulation: 2500

Wydanie online/online readers: 15000

Redakcja nie bierze odpowiedzialności za treści reklam i nie zwraca tekstów niezamówionych. Zastrzegamy sobie prawo do skracania i adiustacji tekstów, zmiany ich tytułów i doboru zdjęć.

10. Kongres Biogazu Conference & Expo

NIE PRZEGAP

NAJWIĘKSZEGO SPOTKANIA

BRANŻY W EUROPIE CENTRALNEJ

16-17 grudnia 2025

DoubleTree by Hilton

Hotel & Conference Centre Warszawa

Paweł Jamrożek

Konsultant Biznesowy SPBT

Rozproszony czy skumulowany –jaką strukturę powinien mieć rynek

biometanu w Polsce?

W swojej karierze doradcy spotkałem się z wieloma zaangażowanym i inwestorami i dostawcami technologii, żywo zainteresowanymi naszym rynkiem. Szczególnie że potencjał substratu, sytuacja geopolityczna i możliwości odbioru biopaliw gazowych jak najbardziej sprzyjają. Co zatem jest nie tak? Ogólny kierunek i brak zdecydowania, w tym brak mechanizmów wsparcia – jak w przypadku innych technologii OZE. Dużym znakiem zapytania pozostaje gotowość i rozpiętość sieci gazowej na odbiór biometanu, oczywiście spełniającego określone wymagania jakościowe i ilościowe. Słowem – chodzi o możliwość uzyskania warunków przyłączenia i plany inwestycyjne operatorów w tym zakresie. System rozproszony czy skumulowany? Rozproszenie sprzyja konkurencyjności, idealnie wpasowuje się w lokalne zapotrzebowanie rynku. Jednocześnie minimalizuje straty na przesyle – biogazu/biometanu, jak również angażuje i konsoliduje lokalne społeczności. Oczywiście duże zakłady sektora spożywczego mogą być jednocześnie dostawcą substratu oraz biopaliw gazowych, kumulując w ten sposób duże ogniwo procesu – w myśl idei gospodarki obiegu zamkniętego. Jeśli jednak krajowe mechanizmy promują skalę biogazowni do 1 MW, nie można oczekiwać większych i bardziej kompleksowych inwestycji.

Jak zatem pomóc biopaliwom gazowym? Inwestorom zależy nie tylko na ograniczeniu okresu zwrotu inwestycji, możliwości dostępu do finansowania w trybie „project finance” czy outsourcingu (aspekt finansowy). Doceniliby także szybsze procedowanie warunków przyłączeniowych, wniosków administracyjnych (aspekt formalny). Nie potrzeba porywać się na biogazownię w każdej gminie, wystarczy na początek kilka modelowych na województwo. Czekam na lepsze czasy naszego miksu energetycznego, który zapewni technologiom OZE i inwestorom możliwie równe szanse rozwoju. Dla bezpieczeństwa i stabilności.

Paweł Karwat

Dyrektor Zarządzający

BIO-INDUSTRY

W mojej ocenie struktura kształtującego się w Polsce rynku biometanu będzie uzależniona głównie od następujących czynników: 4 wprowadzenia krajowych mechanizmów wsparcia dla biometanowni o ekwiwalencie mocy el. > 1 MW, 4 dostępu do odpowiednich substratów zgodnych dyrektywami RED II i RED III, 4 postępu w zakresie technologii do produkcji biometanu (obniżenie CAPEX/MW).

Biorąc pod uwagę specyfikę polskiego rolnictwa, jeżeli wprowadzony zostanie system aukcyjny, rynek biometanu będzie głównie rozwijał się w kierunku instalacji o średniej mocy w przedziale 2-6 MW. Rozwój

małych, rozproszonych projektów do 1 MW ogranicza głównie wysoki koszt inwestycji – tu potrzeba tańszych technologii. Z kolei w przypadku dużych projektów (6-10 MW i więcej), widzę duże ryzyko w zakresie stabilnego pozyskiwania odpowiednich substratów.

Z uwagi na duże koszty realizacji tego typu inwestycji oraz większy stopień złożoności technicznej biometanowni vs biogazowni kogeneracyjnej, produkcja biometanu w Polsce będzie raczej domeną średnich i dużych producentów z sektora rolnego i rolno-spożywczego oraz dużych koncernów. Szczególnie w początkowym rozwoju rynku dobrze byłoby, aby budową i eksploatacją zajęły się podmioty, które mają w tym doświadczenie i w profesjonalny sposób są w stanie prowadzić takie instalacje. Dzięki temu postrzeganie biometanowni oraz ich roli zmieni się u rządzących i społeczeństwa. Rozwój małych biometanowni jest oczywiście możliwy i jak najbardziej wskazany. Aby to jednak nastąpiło wymagane są zmiany w zakresie cen referencyjnych, uproszenie procedur administracyjnych oraz dostęp do tańszych technologii biometanowych w tych przedziałach mocy. Dobrym przykładem rozwijającego się rynku małych biometanowni jest Francja. Może zamiast wymyślać wszystko od nowa, warto te dobre praktyki przenieść na polski rynek?

dr inż. Paweł Filanowski

Wiceprezes ds. Technicznych

Bioan Sp. z o.o.

Rynek biometanu w Polsce może stanowić wsparcie w transformacji energetycznej przede wszystkim polskiego gazownictwa. Obowiązująca dyrektywa budynkowa traktuje gaz ziemny jak paliwo kopalne, a więc domieszkowanie gazu ziemnego biometanem może wesprzeć ową transformację. Obecnie gaz ziemny ma współczynnik nakładu nieodnawialnej energii pierwotnej na poziomie 1,1, podczas gdy biometan 0,5. Branża gazownicza nie będzie mogła rozwijać się bez biometanu. Tylko mieszanie biometanu z gazem ziemnym może obniżyć współczynnik do poziomu poniżej 1, co pozwoli na dalsze przyłączanie obiorców do sieci gazowej. W tym kontekście struktura skumulowana w postaci hubów biometanowych o wydajności 5-10 MW, położonych w bliskiej odległości od sieci gazowej przesyłowej, może w znaczący sposób wesprzeć proces transformacji.

Innym zagadnieniem jest sieć gazowa dystrybucyjna, która charakteryzuje się mniejszą chłonnością. W wydanych przez spółki dystrybucyjne warunkach przyłączenia dominują moce biometanowni od 1,5 do 2,5 MW i mają charakter lokalny. Specyfika sieci dystrybucyjnej powoduje, że w gaz odnawialny będą zaopatrywani lokalni odbiorcy, w tym przedsiębiorcy i lokalne zakłady produkcyjne, dla których biometan może być przepustką do konkurowania na rynku europejskim.

Należy również wspomnieć o paliwach transportowych takich jak bioCNG, bioLNG, których produkcja ze względu na wysokie nakłady inwestycyjne powinna rozwijać się w sposób skumulowany – tworząc huby biometanowe, do których biogaz/biometan mogłyby być transportowane z pobliskich biogazowni.

Rolna czy miejska – trawa trawie nierówna. Dla instalacji to bez różnicy

Trawa trawie nierówna. Ta z pól może trafić do biogazowni rolniczej, ta z trawnika, jeśli została zebrana przez firmę zajmującą się utrzymaniem zieleni – już nie. Gdyby taki „nielegalny” substrat trafił do instalacji rolniczej jej właścicielowi grozi trzyletni zakaz prowadzenia działalności gospodarczej w tym zakresie.

Problem

wykorzystania w biogazowniach rolniczych trawy z użytków zielonych w mieście, czyli trawy komunalnej, nie jest nowy. Pojawił się teraz, bo akurat trwa debata nad ustawą OZE, gdzie w art. 2 w katalogu definicji wskazuje się w punkcie e, że biogaz rolniczy powstaje z biomasy roślinnej zebranej z terenów innych niż zaewidencjonowane jako rolne, ale w punkcie f – z wyłączeniem biogazu pozyskanego z odpadów komunalnych, ze składowisk odpadów, a także z substratów pochodzących z oczyszczalni ścieków innych niż wymienione w lit. b. I tu leży sedno problemu. Na drodze do wykorzystania trawy z trawnika w biogazowni rolniczej stoi katalog odpadów, bo TA trawa według niego jest odpadem komunalnym – potraktowanym na równi z naszymi odchodami czy śmieciami. – Podział biogazowni ma wprost powiązanie z substratami, które przerabiają. Łatwo można się domyśleć czym jest biogazownia ściekowa czy wysypiskowa, już trudniej zrozumieć na czym polega różnica pomiędzy biogazownią na biogaz rolniczy lub inny biogaz. Definicja biogazu rolniczego w zasadzie wyklucza przyjmowanie substratów komunalnych. I tutaj głównie myślimy o tych, które pochodzą ze ścieków bytowych, czy też odpadów kuchennych. Czy zatem trawy zielone jako odpad

Sylwia Koch-Kopyszko

Stowarzyszenie Zielony

Gaz dla Klimatu

Trawa, o której rozmawiamy, nie była znaczącym substratem, lecz we współpracy lokalnej grała rolę. Brakuje instalacji dla tak zwanego innego biogazu tj. przemysłowych/komunalnych, które zgodnie ze swoją kategorią mogłyby przetwarzać kody bioodpadów komunalnych. Stąd, póki ich nie będzie – póty rynek będzie szukał miejsc, samorządy będą woziły trawę na duże odległości, a także będą miały problem z poziomem recyklingu. Zatem moim zdaniem, poprzednie status quo, może po ulepszeniu/dopracowaniu, przy użyciu przepisów przejściowych, pozwoliłoby w pewnych przypadkach na takie przetwarzanie. Z pożytkiem dla instalacji jej gminy lub gmin sąsiadujących, a także dla środowiska.

nie mogłyby trafiać do biogazowni rolniczych? – pyta Sylwia Koch-Kopyszko, ekspert branży z ponad 20-letnim stażem. – Są zaliczane do kodów komunalnych i tutaj pojawia się problem.

Poszkodowane są obie strony – jednostka samorządu terytorialnego, bo do opieki nad zielenią musi zatrudnić firmy (nie tylko do klombów, drzew i krzewów), i biogazownia – bo mogłaby z powodzeniem wykorzystać tę „miejską trawę” do produkcji biogazu.

– Biogazownie przez lata wspierały lokalnie gminy w przyjmowaniu biomasy zielonej z parków i terenów zielonych, pomimo ich oznaczenia kodem z rozdziału 20 (odpady komunalne). Przez lata ta współpraca układała się dobrze, a ilości biomasy zielonej wykorzystywanej przez biogazownie stanowiły jedynie kilka procent w udziale tej biomasy w miksie odpadowym. Po wprowadzeniu specustawy biogazowej KOWR doprecyzował kwestię tego odpadu i zakazał pobierania tej biomasy w przesłanym do biogazowni zaleceniu – wskazuje S. Koch-Kopyszko.

Podobne stanowisko prezentuje Beata Wiszniewska z PGB/TotalEnergies przypominając, że kiedyś wykorzystanie biomasy stanowiącej odpady zieleni miejskiej było możliwe.

– Pod warunkiem, że była ona pozyskiwana od właściciela terenu zielonego i bez pośredników trafiała do biogazowni. Procedura była utrudniona, ponieważ w większości miast zielenią miejską zajmują się zakłady komunalne nie będące jej właścicielem – mówi B. Wiszniewska.

Zmianę na gorsze przyniosła nowelizacja ustawy o OZE z 2023 r., gdzie w sprzeczności funkcjonują treści wspomnianych punktów e i f artykułu 2.

Beata Wiszniewska Polska

Grupa

Biogazowa/ TotalEnergies

Wykorzystanie odpadów z zieleni miejskiej w biogazowniach rolniczych było możliwe w przeszłości, pod warunkiem, że były one pozyskiwane od właściciela terenu zielonego i bez pośredników trafiały do biogazowni. Po zmianie definicji biogazu rolniczego wprowadzonej w nowelizacji ustawy o OZE w 2023 r., wykorzystywanie odpadów komunalnych, czyli także odpadów zielonych, zostało całkowicie wykluczone. Szkoda, bo dla biogazowni rolniczych odpady te, w szczególności skoszone trawy, są bardzo dobrym substratem, a ich zagospodarowanie dla miast jest problemem. Jeśli nie ma w okolicy jednej z nielicznych biogazowni komunalnych, odpady zielone trafiają do kompostowni lub na składowisko, a ich potencjał energetyczny pozostaje niewykorzystany.

– Odnośnie do możliwości przyjmowania do biogazowni rolniczych odpadów klasyfikowanych zgodnie z rozporządzeniem Ministra Klimatu z 2 stycznia 2020 r. w sprawie katalogu odpadów do grupy 20 02 – Odpady z ogrodów i parków (w tym z cmentarzy),

JEDNOSTKI KOGENERACYJNE o mocach 7–4300kW biogaz/gazem ziemnym/LPG/inne

SYSTEMY UZDATNIANIA BIOGAZU odsiarczalnie, filtry węglowe, osuszacze, dmuchawy, pochodnie, zbiorniki i analizatory biogazu

SYSTEMY ZASILANIA AWARYJNEGO agregaty prądotwórcze, bezprzerwowe zasilacze UPS ul. XX Pijarów 5, 31-466 Kraków tel. +48 12 623 33 00 marketing@elteco.pl, serwis@elteco.pl

DOSTAWA • MONTAŻ

REMONTY

REKLAMA

Stanowisko Ministerstwa

Rolnictwa i Rozwoju Wsi

Należy podkreślić, że tego rodzaju biomasa często jest pozyskiwana przez zakłady gospodarki odpadami, w tym odpadami komunalnymi. Strumień gospodarki odpadami komunalnym stanowi odrębny rodzaj działalności od sektora rolno-spożywczego, co uniemożliwia wytwórcom biogazu rolniczego korzystanie z tego rodzaju surowców. Wszelkiego rodzaju biomasa stanowiąca odpady komunalne jest surowcem możliwym do stosowania w biogazowniach innych niż biogazownie rolnicze, dla których przewidziano nieco inne zasady działania.

Wykorzystywanie biomasy stanowiącej odpady komunalne, w dodatku pozyskiwanej od podmiotu gospodarki komunalnej, w żadnym stanie prawnym nie było zgodne z obowiązującymi przepisami.

Zaznaczyć należy, że każdy przedsiębiorca podejmując decyzję dotyczącą prowadzenia działalności gospodarczej dokonuje wyboru, czy decyduje się na prowadzenie biogazowni rolniczej, czy też ma zamiar wykorzystywać również inne substraty i wówczas rejestruje swoją działalność w biogazowni innej niż rolnicza. Dotyczy to wykorzystywania odpadów zarówno o kodach z grupy 20, jak i 19, które bez przeszkód mogą być przetwarzane na energię w biogazowniach innych niż rolnicze.

Za wykorzystanie substratów niezgodnie z definicją biogazu rolniczego, przedsiębiorcy grozi zakaz wykonywania działalności gospodarczej w zakresie biogazu rolniczego na 3 lata oraz zakaz wykorzystywania tej biogazowni do produkcji biogazu rolniczego również przez 3 lata. Kary te wymierza Krajowy Ośrodek Wsparcia Rolnictwa w drodze decyzji.

obejmujące również odpady o kodzie 20 02 01 Odpady ulegające biodegradacji, nigdy nie były wskazane w definicji biogazu rolniczego jako możliwe do stosowania w biogazowniach rolniczych – odpowiada Ministerstwo Rolnictwa i Rozwoju Wsi.

Ale gdy przyszedł październik i listopad 2020 r. KOWR wystosował apel do właścicieli biogazowni rolniczych, by przyjęli tony chryzantem od plantatorów, którzy wówczas nie mogli ich sprzedać ze względu na zamknięcie cmentarzy spowodowane pandemią COVID. I biogazownicy pomogli. Przerobili odpad cmentarny, produkując ten sam biogaz rolniczy! Ktoś powie – sytuacja była wyjątkowa. To dlaczego nie skierowano tych chryzantem do biogazowni komunalnych?

Ministerstwo wyjaśnia, że kiedyś można było wykorzystywać w biogazowni rolnej pokosy trawy z trawników, ale warunkiem był wspomniany wyżej brak pośredników.

– Od początku obowiązywania przepisów ustawy z 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii, możliwe było wykorzystywanie w biogazowniach rolniczych biomasy roślinnej zebranej z terenów innych niż zaewidencjonowane jako rolne lub leśne, z wyłączeniem surowców pochodzących z oczyszczalni ścieków oraz składowisk odpadów. Brzmienie przepisów było wielokrotnie wyjaśniane przez Krajowy Ośrodek Wsparcia Rolnictwa w zapytaniach kierowanych przez wytwórców biogazu rolniczego. Za każdym razem podkreślano, że możliwe jest pozyskiwanie biomasy (np. z zieleni miejskiej), pod warunkiem, że jest ona pozyskana bezpośrednio z takiego terenu i trafia do biogazowni – tłumaczy MRiRW.

Przeszkodą jest to, wyjaśnia dalej resort, że najczęściej tego typu biomasa jest zagospodarowywana przez zakłady komunalne, gdzie mamy do czynienia ze strumieniem odpadów innego rodzaju niż rolno-spożywczy.

Rozwiązania i skutki Najprostszym rozwiązaniem byłoby porozumienie między zakładem komunalnym a właścicielem najbliższej instalacji co do dnia odbioru biomasy, pojazdem niezanieczyszczonym odpadami komunalnymi. Obecnie trawa „miejska” trafia do kompostownika albo na wysypisko, gdzie też powstaje biogaz, niewykorzystany energetycznie. Hałdy odpadów rosną, a unijna dyrektywa 2018/851 wymaga, by do 2030 r. recykling odpadów komunalnych wynosił 60%.

Beata Klimczak

SUBSTRATY

Biogazownia – najlepszym rozwiązaniem na zagospodarowanie odpadów

Już ponad 100 inwestorów biogazowych zmaga się z protestami społecznymi wobec budowy instalacji. Ewentualna odorowość biogazowni to jeden z najważniejszych argumentów przeciwników tego typu inwestycji.

Czybiogazownia śmierdzi? Nie! Odory emitują substraty albo poferment, gdy są przechowywane w nieszczelnych zbiornikach albo nieprawidłowo transportowane, ale takie błędy kosztują… nawet do 1 mln zł. Biogazowników na to nie stać. Prawidłowo prowadzona biogazownia nie emituje nieprzyjemnych zapachów. Nie powinny ich emitować także miejsca składowania substratów, które muszą być odpowiednio zabezpieczone. Inwestorom biogazowym przypominamy, że 1 stycznia 2021 r. weszło w życie rozporządzenie określające wymagania dla magazynowania odpadów. Dla podmiotów prowadzących miejsca magazynowania odpadów przed 1 stycznia 2021 r. określono okres przejściowy na dostosowanie się do wymogów, który zakończył się 31 grudnia 2024 r. Jest to równoznaczne z tym, że podmiot, który prowadził miejsce magazynowania odpadów przed 1 stycznia 2021 r. od 1 stycznia 2025 r. musi obowiązkowo spełniać wszystkie wytyczne rozporządzenia w sprawie szczegółowych wymagań dla magazynowania odpadów. Kara za złamanie wytycznych może wynieść od 1 tys. do nawet 1 mln zł.

Z Rejestru wytwórców biogazu rolniczego wynika, że w lutym na terenie Polski zaczęła działać 180 instalacja. Biogazownie skutecznie utylizują odpady z rolnictwa i hodowli, co przyczynia się do zmniejszenia

Tab. 1. Wykaz wybranych surowców zużytych do produkcji biogazu w biogazowniach rolniczych w 2023 r.

Wywar pogorzelniany

Odpady z przetwórstwa spożywczego

Pozostałości z owoców i warzyw 928 146,901

Kiszonka z kukurydzy

888,709

Osady technologiczne z przemysłu rolno-spożywczego 328 486,558

Odpady z przemysłu mleczarskiego

Wysłodki buraczane

Przeterminowana żywność

Odpady poubojowe

248,360

720,789

877,977 Obornik

087,730 Odpadowa masa roślinna

798,193

Źródło: Krajowy Ośrodek Wsparcia Rolnictwa

śladu węglowego żywności. Co więcej, pozwalają na samowystarczalność energetyczną (w zakresie ciepła i prądu) gospodarstw albo ograniczają pobór energii elektrycznej z sieci. Wszystko to dzięki możliwościom

przez człowieka [1]

Lp. Nazwa związku Wzór chemiczny Granica wyczuwalności [μg/m3]

Charakterystyka zapachu

1. dimetylodisulfid (CH3)2S2 0,1 zgniła kapusta

2. disiarczek węgla CS2 24 zgniła dynia

3. dimetylosulfid (CH3)2S 2,5 zgniła kapusta

4. metanotiol (CH3)HS 0,04 ostry zapach siarki

5. siarkowodór H2S 0,7 zepsute jaja

6. cyjanowodór HCN 2000 gorzkie migdały

7. amoniak NH3 24 medyczny

8. trimetyloamina (CH3)3N 0,11 zepsute ryby

9. kwas etanowy (octowy) CH3COOH 1019 octowy

10. kwas propanowy (propionowy) CH3CH2COOH 28 zjełczałe masło

11. kwas butanowy (masłowy) CH3CH2CH2COOH 0,3 intensywny zapach zjełczałego masła (broń chemiczna)

12. metanol CH3OH 13000 spirytusowy

13. etanol CH3CH2OH 342 spirytusowy

14. terpeny – różne związki

Łukasz Nowak

Kierownik sprzedaży

POL-PLAN

Sp. z o.o.

łańcuchy budują jednostki izoprenowe

różna w zależności od związku przyjemny, ale są wzmacniaczami odorów

Nie obserwujemy wyraźnego wzrostu zainteresowania rolników tematyką zadaszeń dla magazynów niebezpiecznych odpadów. Niemniej jednak, w świetle zaostrzenia przepisów oraz upływu okresu przejściowego, zapotrzebowanie na nowoczesne, zgodne z wymaganiami rozwiązania będzie rosło. Nasza firma, dysponująca wieloletnim doświadczeniem i zaawansowanymi technologiami, stanowi idealnego partnera w zakresie kompleksowego zabezpieczenia obiektów. Oferujemy rozwiązania gwarantujące pełną zgodność z aktualnymi regulacjami, co pozwala uniknąć wysokich kar i zapewnić bezpieczeństwo operacyjne gospodarstwa.

przetwarzania np. odchodów zwierzęcych, pomiotu kurzego i odpadów z produkcji. Z danych Krajowego Ośrodka Wsparcia Rolnictwa wynika, że w 2023 r.

biogazownie rolnicze zużyły 6,8 mln t surowców, z czego aż 88,3% stanowiły odpady.

Z informacji podawanych przez KOWR w grudniu 2024 r. wynikało, że w procesie fermentacji metanowej można by z tej ilości substratów wyprodukować ok. 682 mln m3 biogazu (w 2023 r. było to nieco ponad 428 mln m3). Wzrost produkcji biogazu, właściwie z odpadów, o niemal 59% r/r jest doskonałym prognostykiem na kolejne lata i dla kolejnych inwestycji.

Jednak na przeszkodzie wielu z nich stają lokalne społeczności budujące swój opór na bazie spektakularnych wypadków sprzed lat, kiedy faktycznie dochodziło do wielu zaniedbań przy budowie, a zwłaszcza przy eksploatacji biogazowni.

Nowoczesne biogazownie to złożone systemy inżynierii procesowej, których funkcjonowanie obwarowane jest bardzo restrykcyjnymi przepisami i kontrolowane przez odpowiednie instytucje. Utrzymanie najwyższego stopnia bezpieczeństwa w zakresie przyjmowania i przechowywania odpadów, jak i produkcji biogazu, są traktowane priorytetowo.

Łamanie przepisów w tym zakresie bądź ewentualne skutki wypadków – są niezwykle kosztowne. Co

Kamil Kozłowski Właściciel

Biogas Technology

Wiele biogazowni rolniczych korzysta z surowców z własnych gospodarstw – niestanowiących odpadów w świetle Ustawy o odpadach oraz z substratów stanowiących produkt uboczny (zgodnie ze specustawą). W związku z tym, dostosowanie do przepisów magazynowania odpadów na etapie przyjęcia surowców ich zwyczajnie nie dotyczy. Natomiast biogazownie przyjmujące odpady do przetworzenia, szczególnie te w formie stałej, powinny dostosować swoje instalacje poprzez zastosowanie hali lub szczelnego systemu przyjęcia odpadów bez ich magazynowania. Jest to oczywiście możliwe, bo często przygotowujemy tego rodzaju koncepcje techniczne dla klientów. Pamiętajmy również, że zbiornik wstępny dla surowców płynnych lub stałych stanowi ciąg technologiczny instalacji, a nie miejsce magazynowania odpadów, co również może mieć duże znaczenie w przypadku istniejących instalacji. Jeśli chodzi o odory z biogazowni, jest to oczywiście najczęściej podnoszona kwestia podczas konsultacji społecznych. Prawidłowo prowadzona biogazownia nie śmierdzi. Hermetyczność instalacji, szczególnie w gospodarce odpadami jest już standardem, a nie dobrowolnym wyborem. Po ok. 25-30 dniach w komorze fermentacyjnej, gdzie prowadzony jest prawidłowo proces fermentacji, surowiec zostaje w większości odgazowany, dzięki temu pozbawiony również związków, które mogą być uciążliwe zapachowo (np. amoniaku lub siarkowodoru), dlatego poferment rozprowadzany na polach nie generuje takich odorów jak świeży obornik czy gnojowica. Niestety, musimy cały czas dbać o to by pojedyncze przykłady złych zachowań nie przyćmiły dobrej pracy zdecydowanej większości branży biogazowej.

prawda w zakresie emisji zapachów wciąż brakuje nam tzw. ustawy odorowej, której proces legislacyjny rozpocząć się ma w tym roku. W ubiegłych latach opracowane zostały na zlecenie MKiŚ „Lista substancji i związków chemicznych, które są przyczyną uciążliwości zapachowej” oraz raport „Bezpieczne odległości od zabudowań dla przedsięwzięć, których funkcjonowanie wiąże się z ryzykiem powstawania uciążliwości zapachowej”. Jednak zważywszy na charakterystykę przetwarzania substratów w biogaz we wszystkich rodzajach biogazowni funkcjonujących w Polsce – najbardziej dotknąć ona może biogazownie nierolnicze. Jak podał Główny Inspektorat Ochrony Środowiska w 2024 r. złożono ponad 4 tys. skarg i wniosków o kontrole, które dotyczyły uciążliwości zapachowej powodowanej przez m.in.: eksploatację oczyszczalni ścieków, wykorzystania komunalnych osadów ściekowych w rolnictwie, nieprawidłowego stosowania nawozów, nieprzestrzegania zasad dobrej praktyki rolniczej przy nawożeniu gnojowicą, funkcjonowania ferm zwierząt oraz składowania lub unieszkodliwiania odpadów2.

Oprac. Beata Klimczak

ŹRÓDŁA:

1. Lista substancji i związków chemicznych, które są przyczyną uciążliwości zapachowej, gov.pl

2. Robert Horbaczewski, „Przepisy jak zbuk, kolejny rząd bierze się za ustawę odorową”, wrzesień 2024 r., prawo.pl

WIRÓWKI DEKANTACYJNE NOXON to najbardziej nowoczesny i efektywny sposób separacji osadów przefermentowanych

Noxon Poland Sp. z o.o. e-mail: biuro@noxon.com, tel: +48 605 072 838

W OFERCIE RÓWNIEŻ:

• Autoryzowany serwis

• Mobilne jednostki do odwadniania osadu na wynajem

• Laboratoryjny sprzęt do badania Potencjału Metanowego w biogazach

REKLAMA

Ustawa o OZE a europejska rzeczywistość

Nowelizacja ustawy o Odnawialnych Źródłach Energii z listopada 2024 r., która wywołała tak szeroką dyskusję dotyczącą zarówno sposobu interpretacji jej treści, jak i zasadności niektórych zapisów, spowodowała wyraźny spadek zainteresowania realizacją inwestycji biogazowych w Polsce, które były planowane zarówno przez rolników, jak i firmy chcące budować biogazownie, bioelektrownie i biometanownie jako inwestycje własne, nie będąc posiadaczami gruntów rolnych.

Zapis, wykluczający z finansowej pomocy państwa wszystkich inwestorów, którzy realizując obiekty energetyki biogazowej jako substrat wykorzystywaliby rośliny spożywcze, powstały w wyniku zaimplementowania w polskiej ustawie fatalnego fragmentu załącznika nr IX unijnej dyrektywy RED II, zmroził zainteresowanych rozwojem polskiej energetyki biogazowej. Dlaczego?

Okazuje się, że Polacy wprowadzając w życie nowelizację ustawy o OZE, nie rozejrzeli się wokół i nie wyciągnęli wniosków z tego co dookoła Polski się dzieje. A tam wolnoamerykanka: Niemcy, nie zważając na unijne normatywy, przeznaczają pod uprawy kukurydzy ponad 1 mln ha ziemi, produkując na potrzeby własnej energetyki biogazowej ponad 60 mln t kiszonki rocznie (dane za rok 2024!), Ukraińcy zaczynają realizację pomysłu „Biometan dla Europy” w oparciu o budowę w zachodniej części kraju 31 biometanowni, dla których rząd pod koniec ubiegłego roku rozszerzył zasięg państwowego programu „Przystępne pożyczki 5-7-9%”. Na rozbudowę ukraińskiej bazy surowcowej dla produkcji biometanu planuje się przeznaczyć perspektywicznie 120150 tys. ha pszenno-buraczanej gleby. A potencjałem surowcowym będzie oczywiście kukurydza. Ukraina

zdj. Shutterstock

do Unii Europejskiej dopiero aspiruje – i choć dla zachęty powinna, to do unijnych standardów w tym zakresie nie zamierza się stosować, chociaż wiodącymi inwestorami w ukraiński sektor energetyki biogazowej będzie zachodnioeuropejski sektor finansowy, głównie niemiecki, duński i francuski. Zakusy na ukraiński biogaz, biometan i biowodór mają przecież takie koncerny jak brytyjski Shell, włoski Agip czy francuski Total.

Samozaoranie

Kiedy w latach 2023-2024 polscy rolnicy słusznie protestowali wobec wprowadzania na rynek taniego, pozaklasowego zboża z Ukrainy, wskazywaliśmy wspólnie z grupą naukowców współpracujących z Bioelektrowniami Świętokrzyskimi, że w perspektywie kilku lat można temu procederowi całkowicie zapobiec, z korzyścią dla wszystkich stron konfliktu. Należało powielić schemat funkcjonowania niemieckich biogazowni zlokalizowanych we wschodniej części kraju, bezpośrednio

Na rynek polski, podobnie jak na ukraiński, zaczynają wchodzić wielkie fundusze europejskie – niemieckie, francuskie czy duńskie, za nic mające dyrektywy unijne czy nasze do nich implementacje

przy granicy z Polską. Instalacje te, wykorzystując różnicę w cenach substratów, bazowały i bazują na produktach oferowanych przez polskich rolników, wytwarzanych w szczególności na polach województw dolnośląskiego, lubuskiego, wielkopolskiego i zachodnio-pomorskiego. Oczywiście była i jest to kiszonka z kukurydzy. I taka współpraca zaczyna się od położonej na zachód od Szczecina biogazowni w meklemburskim Penkun, na saksońskich

biogazowniach leżących po drugiej stronie Odry na wysokości Zgorzelca kończąc.

Jak miałoby wyglądać skopiowanie tego schematu na pogranicze polsko-ukraińskie? W dosłowny sposób, choć wymagałoby to przełamania ważnego polskiego tabu – możliwości wykorzystania jako biomasy ziarna zbóż. Budowa kilkunastu czy nawet kilkudziesięciu biogazowni we wschodniogranicznych województwach – lubelskim, małopolskim, a nawet podlaskim czy graniczącej z nimi wschodniej części województwa mazowieckiego – pracujących na „przemysłowej’ pszenicy czy „przemysłowym” życie, dałaby krajowi kilkadziesiąt cennych megawatów zielonej energii elektrycznej. Tym cenniejszych, że produkowanych z bardzo taniego surowca – w roku 2023 tona ziarna pszenicy kosztowała na polsko-ukraińskiej granicy tylko 51 zł! Gra była i nadal jest warta świeczki, mimo że z racji wspomnianych zachodnioeuropejskich zakusów wobec ukraińskiego potencjału może być obecnie trudniejsza i wymagać determinacji. Ale próbować należy, bo to działanie nie tylko gospodarcze, ale i głęboko społeczne. Może okazać się najlepszym antidotum na rolnicze polsko-ukraińskie spory.

Konieczna podwójna garda

Były minister rolnictwa Jan Krzysztof Ardanowski, stwierdził ostatnio, że: „Jeżeli Polska nie da rady wpływać na politykę unijną, to obojętnie kto w Polsce będzie rządził, trzeba w większym stopniu realizować narodową politykę rolną, naszą własną, wewnętrzną, która będzie korektą, uzupełnieniem” (tej unijnej –przyp. autorów). Co to znaczy dla sektora biogazowego? To, że legislatorzy powinni poważnie zastanowić się nad kolejną nowelizacją ustawy o OZE, bo na rynek polski, podobnie jak na ukraiński, zaczynają wchodzić wielkie fundusze europejskie – niemieckie, francuskie czy duńskie, za nic mające dyrektywy unijne czy nasze do nich implementacje. Coraz głośniej mówi się o podpisywanych listach intencyjnych czy wstępnych porozumieniach na budowę (szczególnie w Wielkopolsce), dużych mocowo instalacji opartych m.in. o kiszonkę z kukurydzy. Zachodnich koncernów nie interesują dopłaty czy ulgi inwestycyjne przyznawane w Polsce. Przychód z tytułu niesubwencjonowanej sprzedaży energii elektrycznej czy ciepła też nie jest motywacją. Ich kapitałem będą gratyfikacje pozyskiwane z tytułu redukcji śladu węglowego,

wliczanego w bilans kraju, z którego dany inwestor pochodzi lub gdzie jest zarejestrowany. Naszym kosztem, naszymi aktywami. Cóż z tego, że poprawi się nam bilans zielonej energii w całokształcie rozliczeń europejskich, skoro stracą na tym polscy rolnicy?

Tym bardziej że zachodni inwestorzy przygotowują dla nich kolejny krzywdzący model współpracy –budując wielkomocowe instalacje biogazowe, planują wykorzystać do ich zasilania również obornik i gnojowicę, z których chcą produkować nawozy, stanowiące zwrotną ofertę dla rolniczego dostawcy. Wynika z tego, że rolnik, zamiast wykorzystać obornik i gnojowicę jako naturalny nawóz na swoje pola, będzie kupował nawozy powstałe z jego własnych surowców. To paradoksalny model włączenia polskiego rolnictwa w ratowanie światowego klimatu.

Decydenci w Polsce, z tego co się dzieje poza naszymi granicami, jakby powoli zaczynali wyciągać wnioski, bo w procedowaniu jest kolejna nowelizacja ustawy o OZE, w której ma zostać uwzględniona część postulatów zgłaszanych przez biogazowo-biometanowe gremia. Może stymulatorem jest polska prezydencja w UE, może wreszcie trzeźwość umysłu. Na wszelki wypadek podpowiadamy znaczący argument: energetyka biogazowa i biometanową to jeden z najwłaściwszych sposobów realizacji programów zrównoważonego rozwoju. Czytaj więcej na www.magazynbiomasa.pl

Prezes zarządu spółki Bioelektrownie Świętokrzyskie MK, współtwórca technologii ELECTRA, pomysłodawca koncepcji Świętokrzyskiego Parku OZE, współautor patentów z zakresu energetyki biogazowej, autor tekstów do „Magazynu Biomasa” od numeru „1”.

Wojciech Łukaszek Pełnomocnik zarządu spółki Bioelektrownie Świętokrzyskie MK ds. realizacji inwestycji OZE, współtwórca technologii ELECTRA, współautor patentów z zakresu energetyki biogazowej, autor tekstów do „Magazynu Biomasa od numeru „1”.

Marek Kurtyka

Biogazownie i biometanownie muszą powstawać szybciej

Ministerstwo Klimatu i Środowiska deklaruje, że biogaz i biometan są ważne. Nawet bardzo. To sprawia, że w najbliższych latach mają stać się istotnym elementem miksu energetycznego. Kiedy i na jakich zasadach może do tego dojść? Paulina Hennig-Kloska, Minister Klimatu i Środowiska odpowiada na pytania Macieja Roika.

Według szacunków NCBiR gospodarka niskoemisyjna będzie potrzebowała ok. 2 mld m3 biometanu jako surowca dla przemysłu. Kolejne 1,5-2 mld m3 miałyby służyć bilansowaniu systemu energetycznego. W sumie daje to zawrotną liczbę ok. 4 mld m3 odnawialnego gazu. Jaki jest plan dojścia do tych liczb i w jakim okresie?

Opracowanie NCBiR pokazuje, ile realnie jesteśmy w stanie produkować w Polsce, z uwzględnieniem dostępności substratów. Mamy świadomość, jak wiele wyzwań przed nami stoi. W ramach wdrażania dyrektywy RED III Ministerstwo Klimatu i Środowiska planuje wykonanie mapowania potencjału OZE dla wszystkich kluczowych technologii, w tym biogazu i biometanu, aby sprawdzić, gdzie są optymalne warunki do powstawania tego typu inwestycji. W Unii Europejskiej funkcjonuje ponad 1300 biometanowni. W Polsce działa już pierwsza instalacja pilotażowa w Brodach w Wielkopolsce o mocy 0,499 MW. To ważny projekt, współtworzony przez naukowców z Uniwersytetu Przyrodniczego w Poznaniu. Celem było stworzenie instalacji bezodorowej, co eliminuje jedną z podstawowych uciążliwości tego typu obiektów dla otoczenia. To kluczowy aspekt biorąc pod uwagę skalę potrzebnych inwestycji i potrzebę poparcia dla nich wśród lokalnych społeczności. Wiele instalacji jest w Polsce obecnie na etapie działań przedinwestycyjnych. Naszą ambicją jako Ministerstwa Klimatu i Środowiska jest to, aby wykorzystać w pełni dostępny potencjał produkcji biogazu i biometanu, jakim dysponujemy. Tam, gdzie jest to ekonomicznie uzasadnione oraz pozwalają na to zasoby substratowe chcemy wytwarzać biometan, który poprzez sieć gazową trafi do odbiorców w kraju. Natomiast tam, gdzie substratów do produkcji biometanu jest zbyt mało lub występują problemy z chłonnością sieci gazowych, chcemy wytwarzać biogaz lub biogaz rolniczy i za jego pomocą stabilizować na obszarach wiejskich sieci elektroenergetyczne.

/ Paulina Hennig-Kloska Minister Klimatu i Środowiska

W 2030 r. możemy wytwarzać

ok. 1,6 mld m3 biogazu i ok. 1,5 mld m3 biometanu, natomiast w 2040 r. odpowiednio 1,7 mld m3 i 3,8 md m3

Zdajemy sobie sprawę, że z uwagi na swą uniwersalność biometan może być wykorzystywany w różnych sektorach gospodarki, m.in.: w sektorze przemysłu, w sektorze elektroenergetyki, transportowym, a także ciepłowniczym. Warto podkreślić, że dynamiczny rozwój OZE, a tym samym coraz większa liczba instalacji fotowoltaicznych czy wiatrowych to wyzwanie dla zbilansowania systemu energetycznego. Podczas gdy biogaz może bilansować system elektroenergetyczny jedynie w cyklu dobowym, biometan wprowadzony do sieci gazowej może być magazynowany w dłuższym okresie i łącznie z gazem ziemnym może zasilać dyspozycyjne źródła gazowe bilansujące system elektroenergetyczny kraju w dniach niewystarczającej podaży energii z OZE. Tak jak pan wspomniał, biometan może być również istotnym źródłem energii dla przemysłu opartego obecnie na wykorzystaniu gazu ziemnego, umożliwiając jego transformację w kierunku niskoemisyjnym i zwiększając bezpieczeństwo energetyczne polskiej gospodarki. Konkurencyjność polskiego przemysłu, w szczególności energochłonnego, będzie zależała od dostępu do tanich źródeł pozyskiwania energii.

Czy MKiŚ ma opracowaną spójną strategię dla rozwoju sektora biogazu i biometanu na najbliższe lata? Od dawna mówimy o biometanie, tymczasem, aby osiągnąć produkcję na poziomie 4 mld m3, potrzebowalibyśmy instalacji o ekwiwalentnej zainstalowanej mocy na poziomie około 2 tys. MWe.

Naszą konsekwentnie realizowaną strategią jest zwalnianie hamulca, który przez lata stopował powstawanie inwestycji kluczowych dla transformacji

energetycznej. Jako Ministerstwo Klimatu i Środowiska pracujemy nad tym, aby rozwiązania legislacyjne tworzyły przyjazne otoczenie do inwestowania w OZE w Polsce, w tym w sektor biogazu i biometanu. To dla nas obszary kluczowe, czego dowodzi podkreślenie ich roli w rządowych dokumentach strategicznych, jak aktualizowany KPEiK.

Ministerstwo Klimatu i Środowiska ma świadomość, że tempo powstawania nowych biogazowni, a tym bardziej biometanowni, należy zdecydowanie przyspieszyć. Dlatego podejmowane są kolejne działania, aby zredukować bariery, które ograniczają rozwój branży, w tym kwestie związane z tzw. permittingiem. Dodatkowo przygotowaliśmy propozycję przepisów wprowadzających aukcyjny system dla instalacji biometanu o mocy powyżej 1 MW czy dotyczących gazociągów bezpośrednich do transportu biogazu czy wydłużenie systemu wsparcia FiT/FiP. Równolegle wspieramy rozwój biogazu i biometanu w ramach programów realizowanych przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej z wykorzystaniem środków unijnych m.in. z Funduszu Modernizacyjnego. Od 2021 r. aktywnie działa przy ministerstwie „Porozumienie o współpracy na rzecz rozwoju sektora biogazu i biometanu”. Budowany kompleksowy model wsparcia rynku biogazu i biometanu, a także ścisła współpraca z przedstawicielami sektora i Ministerstwem Rolnictwa i Rozwoju Wsi pozwoli nam wykorzystać w pełni potencjał energetyczny obszarów wiejskich.

Elementem, który miał się przyczynić do zwiększenia liczby nowych biogazowni, miał być realizowany przez NFOŚiGW program Energia dla Wsi. Po dwóch latach, jego większych efektów nie widać, a przedstawiciele branży wskazują, że powolne tempo rozpatrywania wniosków zniechęca potencjalnych inwestorów. Czy mają państwo świadomość problemu? Jeśli tak, jaka jest jego przyczyna i co w tym zakresie można usprawnić?

Stale udoskonalamy szeroką paletę finansową oferowaną przez Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. W ramach pierwszego naboru programu „Energia dla wsi” wpłynęło 370 wniosków na kwotę 1,9 mld zł

– aż 204 wnioski dotyczyły budowy biogazowni. To pokazuje, że takie programy są potrzebne. Rosnące zainteresowanie tym programem sprawiło, że pozyskaliśmy na ten cel dodatkowe 2 mld zł. Połowa tych środków zostanie przeznaczona na wsparcie projektów zgłoszonych w pierwszym naborze. 3 lutego 2025 r. rozpoczął się nabór kolejnych wniosków. To program ważny dla polskiego rolnictwa ze względów społecznych, ekonomicznych, środowiskowych. Dlatego w ramach drugiego naboru przeznaczyliśmy kolejny miliard złotych na rolnicze biogazownie i OZE na wsi.

W Krajowym Planie w dziedzinie Energii i Klimatu zostało zapisane, że biogaz jest źródłem energii, które ma być uzupełnieniem miksu energetycznego. Jaka powinna być jego proporcja w stosunku do innych OZE?

Mówiąc o biogazie, warto wspomnieć od razu o biometanie wytworzonym z biogazu, ponieważ oba te zdekarbonizowane gazy mają do odegrania ważną rolę w przyszłym miksie energetycznym kraju. Są produkowane stabilnie przez cały rok, co pozwoli

doskonale uzupełnić produkcję energii w systemie elektroenergetycznym z rosnącym udziałem źródeł zależnych od pogody, takich jak wiatr i słońce. Potencjał substratów odpadowych, w naszym kraju pochodzących głównie z rolnictwa i przetwórstwa rolno-spożywczego, pozwala na realizację zarówno instalacji biogazowych, jak i większych instalacji produkujących biometan wprowadzany do sieci gazowej. Oba typy instalacji zostały uwzględnione w projekcie aktualizacji KPiEK. Scenariusz aktywnej transformacji wskazuje, że w 2030 r. możemy wytwarzać ok. 1,6 mld m3 biogazu i ok. 1,5 mld m3 biometanu, natomiast w 2040 r. odpowiednio 1,7 mld m3 i 3,8 mld m3. Podczas gdy biogaz ma obecnie znaczenie lokalne dla zapewnienia energii elektrycznej oraz ciepła miejscowej społeczności, biometan wprowadzony do sieci gazowej będzie mógł być wykorzystany zarówno przez elektroenergetykę, przemysł, jak i sektor transportu. Docelowo, w perspektywie roku 2050, biometan wraz z zielonym wodorem będzie przede wszystkim elementem bilansującym system elektroenergetyczny kraju oparty o bezemisyjne źródła energii.

REKLAMA

Inwestujemy z myślą o korzyściach lokalnych społeczności

Z Przemysławem Białasem, prezesem zarządu Romgos

Bio Energia, o inwestycjach na rynku biometanu i OZE rozmawiała Beata Szczepaniak.

Romgos Bio Energia powstała w 2023 roku, aby rozwijać działalność związaną z rynkiem OZE, w tym w zakresie biogazu i biometanu. Czym kierowano się podejmując decyzje o inwestycjach właśnie w tych obszarach?

Zauważamy rosnące zainteresowanie biometanem, co jest wynikiem wzrostu świadomości – zarówno wśród samorządowców, jak i społeczności lokalnych – na temat konieczności przejścia na odnawialne źródła energii. Biogaz i biometan zyskują uznanie jako stabilne i ekologiczne rozwiązania, które mogą wzmocnić oraz stabilizować krajowy system energetyczny. Zwiększone zainteresowanie tym tematem widać m.in. w związku z wymogiem osiągnięcia 55% poziomu recyklingu odpadów komunalnych, który samorządy muszą spełnić w 2025 r. Nasze instalacje mogą nie tylko obniżyć koszty związane z gospodarką odpadami, ale także pomóc uniknąć wysokich opłat za niespełnienie tych wymogów. Aby zrealizować cele transformacji energetycznej, redukcji emisji i przejścia na gospodarkę o obiegu zamkniętym, rozwój biometanowni i biogazowni jest kluczowy dla Polski.

Ile kosztuje dzisiaj budowa biogazowni a ile biometanowni?

Koszt budowy biogazowni lub biometanowni zależy od wielu czynników, takich jak moc instalacji, lokalizacja oraz zastosowane technologie. Koszt budowy

instalacji, które Romgos wdraża w Polsce, wynosi od 150 do 170 mln zł. Inwestycja w tego typu przedsięwzięcia zwykle uwzględnia także nakłady związane z przyłączeniem do sieci oraz z budową infrastruktury towarzyszącej. Romgos Bio Energia świadomie inwestuje w bardziej kosztowne i zaawansowane rozwiązania technologiczne, ponieważ priorytetowo traktujemy minimalizację uciążliwości dla społeczności lokalnych. W przypadku naszych biometanowni, z jednej strony wybieramy nowoczesne technologie, które są bardziej wymagające pod względem finansowym, z drugiej jednak strony pozwalają one na efektywne zarządzanie procesami, które nie generują hałasu ani nieprzyjemnych zapachów. Dodatkowo stosujemy rozwiązania, które pozwalają na minimalizowanie wpływu na środowisko, co ma kluczowe znaczenie dla komfortu życia mieszkańców w pobliżu naszych instalacji. Choć początkowy koszt może być wyższy, to długoterminowe korzyści dla lokalnych społeczności, w tym poprawa jakości życia i zrównoważony rozwój, są dla nas bezcenne. Nasze instalacje mają służyć rozwojowi gospodarki w obiegu zamkniętym w danym regionie.

Czy Polska jest gotowa na szerokie inwestowanie w biogaz i biometan?

Polska stanowi kluczowy rynek w Europie pod względem potencjału substratowego, co stwarza ogromne możliwości rozwoju sektora biogazu i biometanu.

Substrat jest dość mocno rozproszony, przez co instalacje wielkościowo muszą być dostosowane do zasobów danego regionu. Wciąż jednak istnieje wiele wyzwań, które mogą spowolnić rozwój tej branży. Mimo rosnącego zainteresowania oraz wsparcia na poziomie Unii Europejskiej, kluczowe dla przyszłości tego sektora będą odpowiednie regulacje prawne na poziomie krajowym, większe zaangażowanie administracji rządowej i samorządowej, dopłaty do inwestycji oraz wsparcie dla innowacyjnych technologii. Widzimy również potrzebę ogólnokrajowej kampanii edukacyjnej, która zwiększyłaby świadomość na temat korzyści płynących z biometanu. Obecnie działania edukacyjne w tej dziedzinie są prowadzone w głównej mierze przez inwestorów prywatnych, jak Romgos Bio Energia. Jestem jednak optymistą i wierzę, że pomimo istniejących barier, w nadchodzących latach będziemy w Polsce obserwować dynamiczny rozwój tej branży, co zaowocuje kolejnymi inwestycjami w tym sektorze.

Jakie sektory gospodarki powinny być w pana opinii zainteresowane wykorzystaniem biometanu?

Biometan może znaleźć szerokie zastosowanie w wielu sektorach, szczególnie w przemyśle energetycznym, rolniczym i transportowym. W energetyce

umożliwia produkcję czystej energii elektrycznej i ciepła, w rolnictwie może zasilać duże gospodarstwa, a w transporcie stanowi alternatywę dla paliw kopalnych, zwłaszcza w przypadku pojazdów ciężarowych i komunikacji publicznej.

W naszych projektach kładziemy duży nacisk na produkcję biometanu w postaci skroplonej bioLNG. Uważamy, że skroplony biometan będzie odgrywać istotną rolę w transporcie, na równi z innymi źródłami energii, takimi jak wodór czy energia elektryczna.

BioLNG powstaje w wyniku schłodzenia gazu do temperatury około -162 stopni, co powoduje zmniejszenie jego objętości aż 600 razy. Dzięki temu biometan w tej formie jest łatwy i tani w przechowywaniu oraz w transporcie. BioLNG może być wykorzystywany jako paliwo do ciężarówek, statków i lokomotyw. Stosowanie tego biopaliwa to nie tylko oszczędności, ale także zminimalizowanie wpływu na środowisko w porównaniu do tradycyjnych paliw kopalnych.

Kto dziś jest najsilniejszym graczem na rynku biogazu, a kto powinien do niego pilnie dołączyć? W Polsce istnieje kilka kluczowych firm, które inwestują znaczące środki w rozwój projektów związanych z biogazem i biometanem, a jednym z liderów w tej dziedzinie jest Polska Grupa Biogazowa. Jednak, aby sektor ten rozwijał się jeszcze dynamiczniej,

/ Miszel Gwiazdowski, prezes zarządu Grupy Romgos i Przemysław Białas, prezes zarządu Romgos Bio Energia

zdj.

Janusz

/ Przemysław Białas prezes zarządu Romgos Bio Energia

warto, aby do tych graczy dołączyły także podmioty zajmujące się innowacjami technologicznymi oraz start-upy, które wprowadzają nowatorskie rozwiązania poprawiające efektywność produkcji biogazu i biometanu. Tego typu przedsiębiorstwa mogą wnieść świeże pomysły i technologie, które przyspieszą transformację energetyczną polskiej gospodarki. W Polsce musimy budować zaufanie społeczeństwa do tego typu inwestycji. Poprzez wprowadzanie nowoczesnych, sprawdzonych technologii możemy to osiągnąć. Romgos Bio Energia jest liderem pod względem wprowadzania takich rozwiązań.

Czy zainteresowanie inwestycjami w biometan przedsiębiorców rolnych i podmiotów zajmujących się przetwórstwem rolnym obecnie rośnie?

Rzeczywiście, inwestycje w biometan stają się coraz bardziej atrakcyjną opcją dla rolników oraz firm zajmujących się przetwórstwem. Szczególnie rolnicy zaczynają dostrzegać szansę na dywersyfikację źródeł dochodu oraz zwiększenie efektywności energetycznej swoich gospodarstw. Biometan jako alternatywne źródło energii, może stanowić istotny element w transformacji energetycznej – szczególnie w kontekście dążenia do większej niezależności

WYWIAD

i bezpieczeństwa dostaw energii na terenie naszego kraju. Z perspektywy rolników, inwestycje w biometan mogą przynieść wiele korzyści. Przede wszystkim wykorzystanie odpadów organicznych – zarówno rolniczych, jak i przemysłowych – do produkcji biogazu i biometanu pozwala na generowanie dodatkowego dochodu z zasobów, które w przeciwnym razie mogłyby stanowić jedynie odpady. Dodatkowo, produkcja biometanu pozwala na efektywne zarządzanie odpadami organicznymi, które mogą być problematyczne, np. poprzez ich składowanie czy nieekologiczne spalanie. W ten sposób rolnicy nie tylko stają się bardziej ekologicznymi producentami, ale i aktywnie uczestniczą w gospodarce o obiegu zamkniętym. Z kolei firmy zajmujące się przetwórstwem mogą skorzystać na obniżeniu kosztów energii poprzez wykorzystanie biometanu jako alternatywnego źródła. W sytuacji, gdy ceny tradycyjnych nośników energii takich jak gaz ziemny czy prąd zauważalnie rosną, biometan może stanowić stabilną, bardziej przewidywalną i konkurencyjną alternatywę. Może także pomóc w zaspokajaniu potrzeb energetycznych na poziomie lokalnym, co w kontekście rosnącej świadomości o kryzysie energetycznym oraz dążeniu do neutralności węglowej, stanowi dodatkowy atut.

Wzrasta również zainteresowanie przedsiębiorców rolnych i producentów żywności naszymi projektami ze względu na możliwość zagospodarowania swoich odpadów organicznych w naszych instalacjach. Romgos Bio Energia jako inwestor planuje budowę zakładów, które będą współpracować z lokalnymi dostawcami substratów dając możliwość dodatkowych dochodów oraz możliwość rozwoju przedsiębiorstw bez konieczności inwestowania we własne biogazownie czy biometanownie.

Jak Romgos postrzega swoją obecność na rynku biogazu i biometanu?

Romgos planuje aktywną obecność na rynku biogazu i biometanu, zarówno jako realizator inwestycji, jak i potencjalny deweloper. Liczymy na to, że pod koniec 2025 r. rozpoczniemy budowę pierwszej biometanowni. Chcemy rozwijać nasze kompetencje w zakresie projektowania, budowy oraz eksploatacji takich instalacji. Jako firma inżynieryjna, mamy odpowiednią wiedzę i doświadczenie, by realizować

Romgos

Biogazownie i biometanownie stanowią istotny element strategii Romgos, ponieważ odpowiadają rosnącemu zapotrzebowaniu na odnawialne źródła energii. Z perspektywy rynkowej, rozwój tego sektora wpisuje się w długofalowe cele transformacji energetycznej Europy. Romgos to firma rodzinna z ponad 20-letnim doświadczeniem na rynku budowlanym. Wykonaliśmy ponad 1000 km gazociągów wysokiego ciśnienia na terenie naszego kraju oraz zrealizowaliśmy kilkadziesiąt specjalistycznych obiektów gazowych. Dzięki naszemu doświadczeniu w branży budowlanej i inżynieryjnej, jesteśmy w stanie wykonać inwestycje w biogazownie oraz biometanownie, które nie tylko przyczyniają się do rozwoju OZE, ale również odpowiadają na zapotrzebowanie na innowacyjne rozwiązania w zakresie efektywnego zagospodarowania odpadów organicznych i produkcji energii w sposób przyjazny dla środowiska. Biometanownie będą również w przyszłości głównym elementem redukcji śladu węglowego w naszej Grupie. Spółką celową powołaną do realizacji inwestycji w zakresie rozwoju produkcji biometanu jest Romgos Bio Energia.

Miszel Gwiazdowski prezes zarządu Grupy

takie projekty w sposób efektywny i bezpieczny. Naszym celem jest zbudowanie silnej pozycji na tym rynku poprzez innowacyjne podejście do technologii oraz dbałość o środowisko.

Czy w portfelu firmy jest już jakaś instalacja biogazowa lub biometanowa?

Tak, w portfelu Romgos znajduje się już instalacja biogazowa. Jest nią Rolnicza Bioelektrownia Rzeczyca sp. z o.o. Działa ona w oparciu o substraty rolnicze i odpady ulegające biodegradacji, z wyłączeniem odpadów komunalnych. Jest to instalacja, która została zakupiona przez Grupę Romgos. Aktualnie rozpoczęliśmy proces jej rozbudowy. Chcemy, by ekwiwalentna moc bioLNG wzrosła z 0,999 MW do 3 MW. W grudniu 2024 r. podpisaliśmy porozumienie w przedmiocie założenia Wałeckiego Klastra Czystej Energii. Wierzymy, że w przyszłości to rozwiązanie pozwoli na zabezpieczenie potrzeb energetycznych, w tym zasobów komunalnych gminy Tuczno, właśnie w oparciu o naszą instalację.

Czy macie państwo sprawdzoną politykę wobec protestów społecznych?

W Romgos doskonale zdajemy sobie sprawę jak ważne jest słuchanie głosu mieszkańców i uwzględnianie ich opinii. Współpraca z lokalnymi społecznościami to kluczowy element w budowaniu zaufania oraz zapewnienia, że nasze projekty przyniosą korzyści wszystkim, a nie tylko inwestorowi. Jako firma stawiamy na transparentność działań oraz otwartość na dialog, bo wiemy, że tylko wtedy możemy osiągnąć długoterminowy sukces.

Zdajemy sobie sprawę, że nasze projekty – jak każda inwestycja – mogą budzić wątpliwości czy obawy wśród lokalnych społeczności, dlatego tak istotne jest, by były one odpowiednio adresowane i rozwiązywane. Staramy się minimalizować wszelkie negatywne skutki naszych inwestycji na otoczenie – zarówno w kontekście hałasu czy odorów, jak i wpływu na środowisko naturalne. Zależy nam, aby nasze instalacje nie były postrzegane jedynie jako infrastruktura przemysłowa, ale jako element, który może wspierać zrównoważony rozwój regionu. Pragniemy również zapewnić, że bierzemy zdanie mieszkańców pod uwagę. Jesteśmy przekonani, że dobrze prowadzone rozmowy ze wszystkimi interesariuszami, w tym z mieszkańcami,

są fundamentem każdej udanej inwestycji. Wszystkie opinie czy sugestie są dla nas cenne i stanowią część procesu, który pozwala na usprawnienie i dopasowanie inwestycji do lokalnych warunków. Angażując społeczności lokalne w naszą pracę, nie tylko zwiększamy szansę na sukces projektu, ale także budujemy długotrwałe, pozytywne relacje, które są podstawą odpowiedzialnego i zrównoważonego rozwoju.

Jak należy pana zdaniem rozwiązać problem z przyłączaniem do sieci i warunkami technicznymi dla biometanu?

Aby rozwiązać problem przyłączania biometanowni do sieci gazowych, należy uwzględnić kwestie techniczne, formalno-prawne oraz finansowe. Kluczowe rozwiązania obejmują wsparcie rządowe dla inwestycji, włączenie ich do odpowiednich regulacji prawnych (np. ustawy o terminalu regazyfikacyjnym), a także rozbudowę sieci gazowych. Według naszych specjalistów z działu technologicznego, przeniesienie części kosztów związanych m.in. z podwyższeniem ciśnienia biometanu (często powyżej 3,5 MPa) czy budową stacji gazowych na operatorów sieci mogłoby znacznie poprawić opłacalność inwestycji w biometan jako odnawialne źródło energii.

Proszę o podanie trzech uwarunkowań, które pana zdaniem ułatwiłyby inwestycje w Polsce. 4 uznanie inwestycji OZE, w szczególności w większe biogazownie oraz biometanownie za inwestycje o charakterze strategicznym; 4 skrócenie i uproszczenie procesu uzyskiwania pozwoleń, zwłaszcza związanych z oceną oddziaływania na środowisko i uzyskaniem pozwolenia na budowę; 4 utworzenie jednolitego punktu obsługi. Przedsiębiorcy, którzy planują realizację inwestycji w sektorze OZE, muszą obecnie kontaktować się z różnymi urzędami i instytucjami. Utworzenie centralnego punktu, tzw. „one-stop-shop” dla inwestycji OZE, mogłoby pozwolić na skoordynowanie wszystkich procedur administracyjnych, takich jak uzyskanie decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach, pozwolenia na budowę czy zgody na wprowadzenie biometanu do sieci gazowej, w jednym miejscu.

Taki punkt obsługi mógłby skrócić czas prowadzenia całego postępowania administracyjnego.

Magazyn, w którym pokazujemy najlepsze projekty na rzecz środowiska i zrównoważonego rozwoju, to miejsce, w którym możesz zaprezentować Twoją Gminę!

• Realizujesz ciekawy projekt w swojej gminie?

• Inwestujesz w odnawialne źródła energii?

• Prowadzisz racjonalną gospodarkę odpadami?

SKONTAKTUJ SIĘ Z NAMI

NAPISZEMY O TWOJEJ ZIELONEJ GMINIE! lech.bojarski@zielonagmina.pl, tel. 507 094 679

Regulacje dla wodoru i biometanu. Co je łączy, a co dzieli?

Wodór i biometan to dwa kluczowe nośniki energii, które będą odgrywać coraz większą rolę w transformacji energetycznej i dekarbonizacji gospodarki. Zarówno wodór, jak i biometan są integralnymi elementami polityki gazowej Unii Europejskiej. Ich rozwój technologiczny doprowadził do przyjęcia dedykowanych dla nich regulacji w prawodawstwie unijnym i krajowym.

Analizując przepisy dotyczące wodoru oraz biometanu można wyróżnić kilka podobieństw i różnic na poziomie legislacyjnym.

Na gruncie Ustawy z 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne zarówno wodór, jak i biometan są uznawane za paliwa będące nośnikami energii chemicznej. Biometan niezależnie od swojego przeznaczenia został określony jako paliwo gazowe, a jego definicja została uregulowana w ustawie z 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii (dalej „ustawa OZE”). Jednocześnie warto wskazać, że biometan z domieszką wodoru został sklasyfikowany jako paliwo gazowe bez względu na wielkość procentową udziału wodoru w mieszaninie.

W przypadku wodoru można wyróżnić jego trzy normatywne rodzaje: wodór odnawialny pochodzenia niebiologicznego – RFNBO, wodór niskoemisyjny i wodór odnawialny. Wodór RFNBO jest wytwarzany w procesie elektrolizy wody zasilanej energią elektryczną pochodzącą z OZE, takich jak farmy wiatrowe i fotowoltaiczne. Wymagania, które muszą być spełnione, aby wodór mógł być uznany za paliwo RFNBO zostały zdefiniowane w dwóch rozporządzeniach delegowanych Komisji UE dotyczących minimalnego progu

ograniczenia emisji gazów cieplarnianych oraz zasad produkcji paliw odnawialnych. Wskazują one na konieczność spełnienia kryteriów korelacji czasowej, odnawialności, dodatkowości i korelacji geograficznej. Oprócz definicji wodoru RFNBO – który jest najbardziej pożądanym przez UE produktem – do polskiego porządku prawnego wprowadzono definicję wodoru niskoemisyjnego i odnawialnego. Warto wspomnieć, że unijne regulacje nie przewidują definicji legalnej wodoru odnawialnego, który obejmowałby wszystkie odnawialne źródła energii. W preambule pakietu gazowo-wodorowego wskazano, że wodór odnawialny produkowany z biomasy mieści się w definicji biogazu zawartej w dyrektywie RED II, gdzie jest definiowany jako paliwo gazowe produkowane z biomasy.

Definicje biometanu i wodoru

Biometan i wodór podlegają procesowi dobrowolnej certyfikacji, która pozwala na poświadczenie przez audytorów w formie certyfikatu, że produkty spełniają kryteria zrównoważonego rozwoju, a to umożliwa ich uwzględnienie w procesie obliczania udziału energii ze źródeł odnawialnych w końcowym

Gaz uzyskany

z biogazu, biogazu rolniczego lub wodoru odnawialnego, poddanych procesowi oczyszczenia, wprowadzany do sieci gazowej lub transportowany w postaci sprężonej albo skroplonej środkami transportu innymi niż sieci gazowe, lub wykorzystany do tankowania pojazdów silnikowych bez konieczności jego transportu.

Wodór RFNBO – wodór odnawialny wytworzony zgodnie z metodykami, o których mowa w przepisach:

• rozporządzenia delegowanego Komisji UE 2023/1184 z 10 lutego 2023 dot. zasad produkcji paliw odnawialnych.

Kryteria:

– korelacja czasowa

– odnawialność

– dodatkowość

– korelacja geograficzna

– rozporządzenia delegowanego Komisji UE 2023/1185 z 10 lutego 2023 r. uzupełniającego dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2001 poprzez ustanowienie minimalnego progu ograniczenia emisji gazów cieplarnianych.

Wodór niskoemisyjny – wodór pochodzący ze źródeł nieodnawialnych, wytworzony w sposób niewyrządzający poważnych szkód dla celów środowiskowych, który spełnia wymaganie dotyczące osiągnięcia progu redukcji emisji gazów cieplarnianych na poziomie 70%.

Wodór odnawialny – wodór wytworzony z odnawialnego źródła energii (m.in. z biomasy).

zużyciu energii brutto. W ramach certyfikacji biometanu można wyróżnić rozmaite dobrowolne systemy, w tym stworzony przez Polskę i zatwierdzony przez Komisję UE System Kryteriów Zrównoważonego Rozwoju Instytutu Nafty i Gazu (system KZR INiG).

Jednocześnie pod koniec grudnia 2024 r. opublikowano w Dzienniku Unii Europejskiej pierwsze decyzje wykonawcze Komisji UE uznające trzy dobrowolne systemy certyfikacji paliw RFNBO w tym wodoru (CertifHy, ISCC EU, REDcert-EU).

Od procesu certyfikacji należy odróżnić instrument prawny w postaci gwarancji pochodzenia, będącej jedynym dokumentem poświadczającym odbiorcy końcowemu, że określona w tym dokumencie ilość biometanu lub wodoru odnawialnego została wytworzona z OZE i wprowadzona do sieci gazowej lub wodorowej, do której jest przyłączony co najmniej jeden odbiorca inny niż podmiot wytwarzający. Gwarancje pochodzenia są również przewidziane w przypadku ich wprowadzenia do środka transportu innego niż sieci gazowe albo sieci wodorowe. Prezes URE

Biometan Wodór

REKLAMA

Tab. 2. Biometan i wodór – podobieństwa i różnice regulacyjne

Kryterium

Dobrowolne systemy certyfikacji

Gwarancje pochodzenia

System infrastruktury

Wytwarzanie

Obrót

Magazynowanie

Biometan

System KZR INiG i inne

Tak

System gazu ziemnego, w tym gazociągi i instalacje magazynowe gazu ziemnego

Brak koncesji

Wpis do rejestru prowadzonego przez URE

Koncesja URE w przypadku obrotu poza TGE

Koncesja

wydaje gwarancję pochodzenia w terminie 30 dni od dnia przekazania kompletnego wniosku o wydanie gwarancji pochodzenia. Umorzenie gwarancji pochodzenia następuje w okresie 18 miesięcy od dnia zakończenia wytwarzania biometanu. Brak umorzenia powoduje ich wygaśnięcie w rejestrze gwarancji pochodzenia prowadzonym przez Towarową Giełdę Energii w Warszawie (TGE). Obecnie, ze względu na brak działań inwestycyjnych dotyczących biometanu i powolny rozwój rynku wodoru, TGE nie rozpoczęła prowadzenia rejestru gwarancji pochodzenia dla wskazanych nośników energii. Wytwarzanie wodoru oraz energii elektrycznej z przedstawionych powyżej rodzajów wodoru nie wymaga uzyskania koncesji. Jednocześnie koncesją nie został objęty obrót wodorem, jeżeli roczna wartość tego obrotu nie przekracza równowartości 10 mln EUR oraz obrót dokonywany na TGE. Koncesjonowaniu podlega działalność w zakresie magazynowania wodoru z wyjątkiem lokalnego magazynowania w małej instalacji magazynowej wodoru. Wytwarzanie biometnu z biogazu jest działalnością regulowaną w rozumieniu ustawy Prawo przedsiębiorców i wymaga wpisu do rejestru wytwórców

Wodór

CertifHy ISCC EU

REDcert-EU

Tak

System wodorowy, w tym sieci wodoru, instalacje magazynowania wodoru i terminale wodorowe, zawierający wodór

Brak koncesji

Koncesja, jeżeli roczna wartość obrotu przekracza równowartości 10 mln EUR

Koncesja z wyjątkiem lokalnego magazynowania w małej instalacji magazynowej wodoru

wykonujących działalność gospodarczą w zakresie biogazu lub biometanu, który jest prowadzony przez Prezesa URE. Rejestracja jest dokonywana na podstawie wniosku wytwórcy wykonującego działalność gospodarczą w zakresie biometanu. Wpis do rejestru następuję w terminie 21 dni od dnia wpływu wniosku. Tym samym wytwarzenie biometanu nie wymaga uzyskania koncesji od Prezsa URE. Taka koncesja będzie wymagana na prowadzenie działalności w zakresie magazynowania biometanu. Obrót biometanem będzie związany z uzyskaniem koncesji w przypadku sprzedaży poza TGE. Wyjątkiem odstąpienia od koncesji jest działaność obrotowa biometanu dokonywana przez spółdzielnię energetyczną. Analiza pokazuje różnice i podobieństwa regulacyjne dla biometanu i wodoru. Wyróżniając wspólne instrumenty prawne należy wskazać proces dobrowolnej certyfikacji oraz gwarancje pochodzenia, które zostały zaimplementowane zgodnie z dyrektywą RED II. Jednakże różnią się wymagania dotyczące prowadzenia działalności regulowanej w zakresie wytwarzania, obrotu i magazynowania.

Agnieszka Górka

Stowarzyszenie „Z energią o prawie”

Gazociąg bezpośredni – nowe perspektywy dla biogazu

Koncepcja gazociągu bezpośredniego dla biogazu pozwalałaby na transport paliwa bezpośrednio do pojedynczego odbiorcy poza tradycyjnym systemem gazowym. Proponowane przez ustawodawcę zmiany w ustawie Prawo energetyczne mogą znacząco wpłynąć na rozwój tej formy dostarczania biogazu.

Czym jest gazociąg bezpośredni?

Zgodnie z art. 3 pkt 11e ustawy Prawo energetyczne (u.p.e.), gazociąg bezpośredni to gazociąg zbudowany w celu bezpośredniego dostarczania paliw gazowych do instalacji odbiorcy z pominięciem systemu gazowego. Transportowanie nim nie stanowi ani przesyłania, ani dystrybucji paliw gazowych, co z kolei przekłada się na brak konieczności uzyskiwania koncesji w tych obszarach. Taka konstrukcja prawna otwiera drogę do jednoczesnego prowadzenia – w ramach jednego podmiotu – działalności w zakresie wytwarzania, obrotu i transportowania biogazu. Należy zwrócić uwagę na brak konieczności wyznaczenia przez Prezesa URE operatora systemu dla gazociągu bezpośredniego – nie znajdzie tu zatem zastosowania art. 9h ust. 1 u.p.r, statuujący obowiązek wyznaczenia operatora m.in. dla sieci przesyłowej oraz dystrybucyjnej, na wniosek właściciela tej sieci1. Kluczowe znaczenie ma jednak to, by gazociąg bezpośredni zasilał wyłącznie jednego odbiorcę. W przypadku dostarczania paliw gazowych do kilku odbiorców traci on swój status gazociągu bezpośredniego, co skutkuje tym, że wytwórca musi uzyskać koncesję dystrybucyjną paliw gazowych. Dodatkowo, jeśli właściciel biogazowni odda ją w posiadanie odbiorcy końcowemu, nie można już mówić o gazociągu bezpośrednim2

Konieczność uzyskania zgody Prezesa URE Prawo Unii Europejskiej w niewielkim stopniu reguluje kwestię gazociągów bezpośrednich. Przepisy unijne ograniczają się do wskazania, że państwa członkowskie mogą ustanowić warunki odmowy dostępu do takiej infrastruktury, bazując na braku wystarczającej przepustowości, konieczności realizacji określonych obvowiązków użyteczności publicznej lub na poważnych trudnościach ekonomicznych związanych z wykorzystaniem istniejącej infrastruktury. W literaturze wskazuje się, że każda odmowa organu regulacyjnego w zakresie budowy gazociągu bezpośredniego powinna być należycie uzasadniona. Mimo wyłączenia z koncesjonowania, budowa gazociągu bezpośredniego wymaga uzyskania zgody

Prezesa URE, co wynika z art. 7a ust. 3 u.p.e. Stosowna decyzja powinna zostać wydana przed uzyskaniem pozwolenia na budowę, a w toku postępowania

Prezes URE bada:

4 wykorzystanie zdolności przesyłowych istniejącej sieci gazowej oraz okoliczności związane z odmową świadczenia usług przez operatora;

Prezes URE

4 przebieg ew. sporu w zakresie odmowy dostępu do sieci oraz czy zgodnie z art. 8 ust. 1 u.p.e. wyczerpana została procedura w zakresie świadczenia usług przesyłania lub dystrybucji paliw. Oznacza

to, że w przypadku odmowy dostępu do sieci, a następnie nieuwzględnienia skargi na tę odmowę, wnioskodawca może uzyskać zgodę na budowę gazociągu bezpośredniego. Należy dodać, że Prezes URE podczas badania wniosku musi przy tym uwzględnić ogólne cele polityki energetycznej, w tym bezpieczeństwo energetyczne, rozwój konkurencji na rynku gazu.

Taka regulacja rodzi określone trudności dla wytwórców biogazu lub biogazu rolniczego, szczególnie w małej skali, znacząco utrudnia budowę gazociągów bezpośrednich na potrzeby połączenia biogazowni z potencjalnym odbiorcą, szczególnie wziąwszy pod uwagę lokalny charakter i stosunkowo niewielką skalę produkcji w pojedynczej biogazowni. Wymóg przeprowadzenia przez inwestora analizy potencjału wykorzystania sieci OSDg – nawet wtedy, gdy prze ważnie nie ma możliwości przyłączenia do tej sieci –niepotrzebnie wydłuża cały proces, zwiększa ryzyko

inwestycyjne i, z uwagi na skomplikowaną procedurę administracyjną, często odstrasza potencjalnych inwestorów. Ze względu na niewielki wolumen produkcji i lokalny charakter inwestycji, przechodzenie przez pełen proces badania warunków przyłączenia do sieci oraz spełniania kryteriów wymienionych w art. 7a ust. 4 bywa czasochłonne i kosztowne, a inwestorzy nie zawsze mają faktyczną możliwość podłączenia się do istniejącej sieci gazowej.

Nadchodzą zmiany w ustawie Prawo energetyczne Procedowany projekt ustawy o zmianie ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych oraz niektórych innych ustaw (UD89), zawiera szereg udogodnień dla gazociągu bezpośredniego służącego

REKLAMA

Gazociąg bezpośredni, działający poza głównym systemem gazowym, w założeniu pozwala na efektywne ekonomicznie dostarczanie paliw gazowych do jednego odbiorcy, bez narażania się na potencjalne utrudnienia wynikające z ograniczeń sieci

dystrybucyjnej czy przesyłowej

dostarczania biogazu. Miało to polegać na zastąpieniu formalnej procedury uzyskania zgody wpisem do wykazu gazociągów bezpośrednich, co bez wątpienia w istotny sposób ułatwiłoby proces inwestycyjno-budowlany. W czasie konsultacji publicznych projektu ustawy URE podnosił, że brak możliwości oceny przez Prezesa URE, czy gazociąg bezpośredni biogazu rzeczywiście spełnia przesłanki ustawowe dotyczące uznania go za taki gazociąg, spowoduje ryzyko niekontrolowanej rozbudowy infrastruktury pozasystemowej, która winna być budowana wyłącznie w uzasadnionych przypadkach. Stanowisko URE w tym zakresie jest zbyt daleko idące – decyzje o budowie gazociągu bezpośredniego służącego do transportowania biogazu podejmowałyby tylko te podmioty, które miałyby na niego nabywcę oraz inwestor nie miałby alternatywnego rozwiązania. Ostatecznie w najnowszej wersji projektu, powrócono do konieczności uzyskania uprzedniej zgody Prezesa URE, przy jednoczesnym wprowadzeniu uproszczeń dla branży biogazowej. Zgodnie z projektowanym art. 7a ust. 6 u.p.e. w przypadku gazociągów bezpośrednich służących do dostarczania biogazu lub biogazu rolniczego, Prezes URE nie będzie brał pod uwagę przesłanek określonych w art. 7a ust. 4. w.p.e. Oznacza to, że przy ocenie wniosku nie będzie obowiązku szczegółowego badania wykorzystania zdolności przesyłowych istniejącej sieci gazowej ani rozstrzygania sporów w zakresie odmowy świadczenia usług przesyłania lub dystrybucji. Dodatkowo projektowany art. 7a ust. 7 nakłada na wytwórcę biogazu, który posiada tytuł prawny do

gazociągu bezpośredniego, obowiązek zgłoszenia faktu rozpoczęcia dostarczania biogazu (w terminie 30 dni od chwili uruchomienia gazociągu bezpośredniego), a także obowiązek powiadomienia o zaprzestaniu eksploatacji lub likwidacji gazociągu (w terminie 14 dni od wystąpienia danej okoliczności). Przepis ten służy zapewnieniu transparentności i możliwości ewentualnego nadzoru nad nowo powstającą infrastrukturą. Ponadto projekt ustawy nakłada na podmiot posiadający tytuł prawny do gazociągu bezpośredniego służącego do dostarczania biogazu, obowiązek zapewnienia prawidłowej eksploatacji tego gazociągu oraz dotrzymania parametrów jakościowych biogazu transportowanego tym gazociągiem. W projektowanym stanie prawnym dokonano zmiany definicji paliw gazowych w u.p.e, aby wprost wskazać możliwość transportu biogazu przez gazociąg bezpośredni3. Branża biogazowa podniosła jednak, że proponowana definicja paliwa gazowego skutkować będzie brakiem możliwości stosowania unormowań odwołujących się do pojęcia paliwa gazowego w stosunku do biometanu lub biogazu – wprowadzanych na rynek w inny sposób aniżeli poprzez sieć gazową4. W odpowiedzi na głos branży ustawodawca zmieni brzmienie proponowanej definicji zgodnie z treścią zawartą w projekcie ustawy UD36 oraz propozycją Ministra Przemysłu w uzgodnieniach międzyresortowych.

Wymagania techniczno-budowlane i praktyczne aspekty Gazociągi bezpośrednie, podobnie jak pozostałe elementy infrastruktury gazowej, muszą spełniać określone wymogi bezpieczeństwa i jakości. Regulacje techniczno-budowlane w tym zakresie ma doprecyzować rozporządzenie ministra właściwego do spraw klimatu. Określi ono parametry jakościowe biogazu oraz biogazu rolniczego dostarczanego gazociągiem bezpośrednim oraz sposoby ich pomiarów i rejestracji, mając na uwadze bezpieczeństwo jego użytkowania oraz wpływ na środowisko i zdrowie ludzi. Zgodnie z uzasadnieniem dołączonym do projektowanej ustawy, przepisy zawarte w rozporządzeniu będą w dużej mierze oparte na aktualnych rozwiązaniach z rozporządzenia Ministra Gospodarki z 26 kwietnia 2013 r. w sprawie warunków technicznych, jakim powinny

odpowiadać sieci gazowe i ich usytuowanie, przy jednoczesnym uwzględnieniu specyfiki transportu biogazu lub biogazu rolniczego. Celem jest zapewnienie, by gazociągi bezpośrednie zachowywały odpowiednie standardy bezpieczeństwa i niezawodności, a zarazem nie były nadmiernie obciążone procedurami przeznaczonymi dla dużych sieci gazowych.

Dla inwestorów – zwłaszcza wytwórców biogazu działających na niewielką skalę – nowelizacja może być szansą na przyspieszenie decyzji inwestycyjnych i uniknięcie przedłużających się procedur administracyjnych.

Gazociąg bezpośredni od dawna stanowi alternatywny sposób dostarczania gazu, ale w świetle intensyfikacji działań na rzecz rozwoju biogazu w Polsce nabiera on nowego znaczenia. Projektowana nowelizacja stwarza nadzieję na uproszczenie procedur w przypadku transportu biogazu lub biogazu rolniczego. Złagodzenie wymogów oceny wykorzystania istniejącej sieci oraz skrócenie ścieżki administracyjnej mogą znacząco przyspieszyć budowę tej formy infrastruktury na terenach, gdzie rozwinięta sieć dystrybucyjna nadal jest nieopłacalna lub niedostępna.

Dla kogo i kiedy takie rozwiązania?

Projektowane rozwiązania powinny przyczynić się do większego zainteresowania inwestycjami w gazociągi bezpośrednie służące do zasilania jednego odbiorcy, co sprzyja tworzeniu lokalnych rynków energii, zwiększa bezpieczeństwo dostaw i wspiera

cele środowiskowe. Wprowadzenie przejrzystych i proporcjonalnych do skali działania wymagań techniczno-budowlanych pozwoli na zachowanie odpowiednich standardów bezpieczeństwa, a jednocześnie umożliwi szybkie i skuteczne uruchamianie nowych projektów biogazowych. Jeśli ostateczny kształt przepisów zachęci przedsiębiorców do wznoszenia i eksploatacji gazociągów bezpośrednich, polski rynek biogazu może zyskać solidny impuls rozwojowy, wpływając pozytywnie na lokalne społeczności, rolnictwo i szeroko rozumianą transformację energetyczną. Należy zaznaczyć, że z uwagi na długi okres związany z permittingiem, gazociągi bezpośrednie transportujące biogaz nie powstaną od razu w momencie wejścia w życie nowelizacji i dedykowanego rozporządzenia.

Bartłomiej Kupiec Prawnik i analityk polityki publicznej Stowarzyszenie ,,Z energią o prawie”

ŹRÓDŁA:

1. Jarmowicz, P. (2014). Wybrane problemy udzielania przez Prezesa URE zgody na budowę gazociągu bezpośredniego. Biuletyn Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, 3(89), 30 września 2014.

2. Polska Organizacja Biometanu, (2024). Analiza wybranych zagadnień dot. obrotu biometanem w Polsce. Warszawa. (dostęp:23.01.2025).

3. Przedstawiciele branży biogazowej oraz Prezes URE, podczas konsultacji publicznych wskazywali jednak, że dotychczasowa definicja paliwa gazowego obejmowała swym zakresie biometan i biogaz niezależnie od tego czy były dostarczane za pomocą sieci gazowe czy też w inny sposób.

4. Polska Organizacja Biometanu, (2024). Uwagi do projektu ustawy o zmianie ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych oraz niektórych innych ustaw (nr UD89).

REKLAMA

Nowe przepisy uproszczą wykorzystanie biometanu w transporcie

Pojazdy napędzane LNG lub CNG mogą być tankowane odnawialnym zamiennikiem gazu ziemnego – biometanem. Potrzebne są jednak regulacje, które uproszczą zasady prowadzenia działalności przez wytwórców biometanu i dostawców paliw. Zmiany wyczekiwane są zwłaszcza przez podmioty realizujące Narodowy Cel Wskaźnikowy (NCW), bo to na nich ciąży obowiązek transformacji energetycznej sektora transportu.

Polska jest dopiero na finiszu prac zapewniających pełną implementację dyrektywy RED II. Na początku roku rząd przekazał do prac parlamentarnych projekt ustawy o zmianie ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych (nr UC28 w wykazie

prac Rady Ministrów, druk sejmowy nr 956, druk senacki nr 260). Ustawa uchwalona przez Sejm na posiedzeniu 21 lutego czeka teraz na podpis Prezydenta. Przepisy związane z segmentem biometanu mają wejść w życie z dniem 1 kwietnia 2025 r.

Działalność wytwórców biometanu

Od strony prawnej działalność polegająca na wytwarzaniu biometanu jest bardzo skomplikowana i opiera się na wielu reżimach prawnych. Wyobraźmy sobie łańcuch dostaw, w którym wytwórca biometanu zatłacza go do sieci gazowej, a w innym miejscu sieci dostawca paliw skrapla go, a następnie transportuje na stację tankowania autocysterną. W obecnym stanie prawnym nie jest jasne, czy wytwórca produkuje gaz, biokomponent czy paliwo samoistne. A może dopiero to dostawca, który skrapla paliwo, wytwarza biokomponent – biometan skroplony? I czy biometan służy rzeczywiście do wytwarzania jakiegoś nowego paliwa czy sam jest gotowym paliwem? Te wszystkie wątpliwości usuwa ustawa nowelizująca. Wytwórca, który zamierza sprzedawać biometan do sektora transportu nie będzie musiał analizować statusu prawnego biometanu ani tego, w jakiej postaci – skroplonej czy sprężonej – zostanie wykorzystany finalnie przez dostawcę paliw. Nie będzie też miał wątpliwości, jakim obowiązkom rejestrowym podlega jego działalność. Z ustawy wynika bowiem, że działalność wytwórcza będzie wyłączną domeną ustawy o Odnawialnych Źródłach Energii. Oznacza to, że wytwórca biometanu nie będzie podlegał obowiązkowi wpisu do rejestru wytwórców biokomponentów prowadzonego przez Dyrektora Generalnego KOWR. W zależności od tego, czy do produkcji biometanu będzie wykorzystywany biogaz, biogaz

Od 1 kwietnia br. wytwórcy biometanu, którzy planują sprzedawać biometan na cele transportowe będą podlegali wpisowi tylko do rejestru wytwórców biogazu prowadzonego przez Prezesa URE albo rejestru wytwórców biogazu rolniczego prowadzonego przez Dyrektora Generalnego KOWR

rolniczy czy mieszanka obu, działalność będzie musiała być zgłoszona do rejestru wytwórców biogazu albo rejestru wytwórców biogazu rolniczego na podstawie ustawy o OZE.

Jakość biometanu wykorzystywanego w transporcie

W obecnym stanie prawnym biometan skroplony i biometan sprężony mogą być kwalifikowane jako biokomponent albo paliwo samoistne – biopaliwo

ciekłe. W rzeczywistości biometan nie jest jednak paliwem ciekłym, lecz paliwem gazowym stanowiącym odnawialny zamiennik kopalnego gazu ziemnego (CH4). W przypadku paliw gazowych nie mamy do czynienia z blendingiem paliw, tak jak np. w przypadku benzyny silnikowej E10 (tj. z zawartością do 10% biokomponentów). Nie jest możliwe powielenie tego modelu dla metanu. Dotąd nie było również jasne, czy paliwo składające się w 100% z biometanu (bioLNG lub bioCNG) należy traktować tak samo jak gaz ziemny LNG lub CNG zawierający określony procent (np. 1 lub 99%) biokomponentu w postaci biometanu. Jeśli odmiennie, to dlaczego?

Ustawa nowelizująca wyjaśnia te kwestie. Po pierwsze upraszcza definicję biokomponentów. Zostaną one podzielone na dwie kategorie – biokomponenty ciekłe i biokomponenty gazowe. Założeniem jest, że oba rodzaje mogą być wytwarzane z przeznaczeniem do wytwarzania paliw do transportu drogowego, lotniczego lub żeglugowego, a w przypadku biokomponentów gazowych (w tym biometanu) – ich wytwarzanie może służyć także do mieszania z kopalnymi odpowiednikami biokomponentu lub zastąpienia ich w całości. Słowo „mieszanie” jest tutaj kluczowe. Dzięki temu, biometan jako gotowy produkt wychodzący z instalacji OZE, będzie mógł posłużyć do tankowania pojazdów, bez żadnego dodatkowego procesu produkcyjnego (blendingu paliw).

Biometan wytworzony w instalacji OZE nie będzie traktowany jako biopaliwo ciekłe w rozumieniu ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych ani w rozumieniu ustawy o systemie monitorowania i kontrolowania jakości paliw. Ustawodawca przesądził też, że w świetle pierwszej z ustaw biometan należy kwalifikować jako biokomponent gazowy, tylko po to, by formalnie móc zaliczać udział tego biokomponentu do realizacji Narodowego Celu Wskaźnikowego. Na podstawie drugiej z ustaw, definicje legalne „sprężonego gazu ziemnego (CNG)” oraz „skroplonego gazu ziemnego (LNG)” obejmą biometan. W konsekwencji biometan zostanie wyłączony z obowiązku spełniania wymagań jakościowych dla biokomponentów wprowadzanych do obrotu lub wykorzystywanych do wytwarzania paliw, o którym mowa w art. 22 ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych. Biometan jako paliwo przeznaczone do tankowania pojazdów, transportowane, magazynowane, wprowadzane do obrotu lub gromadzone na stacjach zakładowych będzie musiało spełniać wymagania jakościowe, o których mowa w art. 3 ust. 2 pkt 4 ustawy o systemie monitorowania i kontrolowania jakości paliw – w przypadku CNG (paliwa z udziałem biometanu sprężonego lub 100% bioCNG) albo wymagania jakościowe, o których mowa w art. 3 ust. 2 pkt 5 tej ustawy – w przypadku LNG (paliwa z udziałem biometanu skroplonego lub 100% bioLNG).

Regulacje krajowe stanowią też, że biokomponenty takie jak biometan, mogą być zaliczone do obowiązku w zakresie NCW pod warunkiem spełnienia kryteriów zrównoważonego rozwoju oraz ograniczenia emisji gazów cieplarnianych. Konieczne będzie zadbanie w całym łańcuch dostaw (od produkcji surowca, przez biokomponent, po wprowadzenie paliwa na rynek) o odpowiednią certyfikację produktu i wykazanie, że dany wolumen biometanu jest zaliczany do celu OZE tylko raz.

Biometan jako biokomponent zaawansowany

Nowelizacja zakłada, że od 1 stycznia 2026 r. wejdą w życie przepisy art. 23 ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych w nowym brzmieniu, które ustalą NCW na poziomie 14,9% w 2030 r., a także premie związane z wykorzystaniem określonych nośników energii z OZE według dyrektywy RED II. Do ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych zostanie dodana definicja „biokomponentów zaawansowanych”, czyli wytworzonych z surowców, o których mowa w części A załącznika nr 1 do ustawy (będącego odpowiednikiem części A załącznika IX do RED II). Ich wartość energetyczna liczona jest 2-krotnie. Wymagany ustawą udział biokomponentów zaawansowanych w ogólnej ilości NCW wyniesie minimum 1% w latach 2026-2029 oraz 3,5% w 2030 r. Do realizacji tego celu idealnie nadaje się biometan, który może być wytworzony przykładowo z obornika czy osadów ściekowych. Do tej kategorii surowców nowelizacja dodała także gnojówkę, gnojowicę i pomiot ptasi. Warto dodać, że także od stycznia 2026 r. będzie możliwość zaliczenia do NCW udziału biokomponentów stosowanych w paliwach żeglugowych – a więc także bioLNG stosowanego do bunkrowania statków.

W obecnym stanie prawnym biometan skroplony i biometan sprężony mogą być kwalifikowane jako biokomponent albo paliwo samoistne – biopaliwo ciekłe

Wnioski

Wytwórcy biometanu, którzy od 1 kwietnia br. zamierzają sprzedawać biometan na cele transportowe będą podlegali wpisowi tylko do rejestru wytwórców biogazu albo rejestru wytwórców biogazu rolniczego, bez konieczności rejestrowania działalności w zakresie wytwarzania biokomponentów. Biometan będzie miał status biokomponentu gazowego na potrzeby rozliczenia obowiązku NCW. Niezależnie od tego, czy biometan będzie mieszany w zbiorniku na stacji paliw z kopalnym gazem ziemnym czy też nie, będzie kwalifikowany w rozumieniu prawa jako CNG lub LNG i powinien spełniać wymagania jakościowe przewidziane dla tych paliw. Wciąż oczekujemy na wydanie rozporządzeń jakościowych dla LNG. Biometan wprowadzony do sieci gazowej, który docelowo trafi np. jako bioCNG na stację paliw będzie mógł być zaliczony do NCW. Warunkiem jest, by dana partia biometanu była zaliczana tylko raz do celów OZE wynikających z RED II. Anna Dąbrowska-Niepytalska Dział Regulacji Rynku Paliw Alternatywnych

Orlen S.A.

· Optimise your work with BvL with your individual solution

· Solids dispensers and combined solutions of dispensers and push-off systems

· Efficient and process-reliable for variety of materials

We look forward to your visit.

REKLAMA

Biogas Technology made in Germany

FERMA ŁÓDŹ – STAND C32

Przyłączenie do sieci –sprawnie i na lata

Inwestycja w biogazownię to nie tylko budowa samego obiektu, ale także konieczność jego sprawnego podłączenia do sieci energetycznej. To właśnie ten etap często okazuje się najbardziej wymagający, a nieprzewidziane komplikacje mogą znacząco wydłużyć czas realizacji i zwiększyć koszty całego przedsięwzięcia.

Dlatego tak ważne jest, aby już na etapie planowania zwrócić uwagę na kilka kluczowych aspektów, które mogą przesądzić o powodzeniu całego projektu.

Procedury i formalności – ukryte wyzwanie każdej inwestycji

Każdy inwestor wie, że uzyskanie pozwolenia na budowę biogazowni to proces wymagający cierpliwości i precyzji. Jednak nie wszyscy zdają sobie sprawę, że formalności związane z przyłączeniem do sieci potrafią być równie skomplikowane. Wydanie warunków przyłączeniowych przez operatora systemu dystrybucyjnego (OSD) może trwać od kilku miesięcy do nawet ponad roku, a każda zmiana w projekcie technicznym może oznaczać konieczność ponownego rozpatrzenia wniosku. Kluczowym aspektem jest dostępność mocy w sieci – nawet jeśli biogazownia powstaje w rejonie o dużym potencjale produkcji energii, może się okazać, że lokalna infrastruktura nie jest przystosowana do odbioru dodatkowej mocy. W takich przypadkach konieczne jest wykonanie kosztownej modernizacji sieci, która bardzo często wiąże się z długoterminowymi przetargami prowadzonymi przez zakłady energetyczne – wydłużającymi termin przyłączenia do sieci. Nie można także zapominać o wymaganiach dotyczących

układu pomiarowego oraz systemów zabezpieczeń –ich niedostosowanie do wytycznych operatora może skutkować odmową odebrania inwestycji przez służby OSD, co może doprowadzić do wydłużenia czasu realizacji inwestycji oraz zwiększeniem jej kosztów.

Dobór odpowiedniej stacji transformatorowej –dlaczego warto myśleć przyszłościowo?

Stacja transformatorowa to jeden z kluczowych elementów każdej instalacji przyłączeniowej. Wybór odpowiedniego transformatora oraz sposobu przyłączenia do sieci ma wpływ nie tylko na bieżącą efektywność działania biogazowni, ale także na jej opłacalność w dłuższej perspektywie. Niewłaściwy dobór mocy transformatora może prowadzić do strat energii, problemów z jakością dostarczanej mocy lub koniecznością kosztownej wymiany sprzętu po kilku latach eksploatacji.

Ponadto istotną kwestią jest odpowiedni dobór wentylacji w stacji transformatorowej, w przypadku biogazowni transformator pracuje na 80-100% obciążalności przez 24h/dobę, taki stan rzeczy powoduje, że warunki zewnętrzne pracy tego urządzenia powinny dążyć do optymalnych parametrów. Warto więc już na etapie projektowania przewidzieć odpowiednie rozwiązania techniczne, które pozwolą uniknąć problemów w przyszłości.

Optymalizacja kosztów – gdzie można zaoszczędzić, a gdzie lepiej nie ciąć budżetu? Wielu inwestorów szuka sposobów na ograniczenie kosztów przyłączenia biogazowni do sieci, jednak nie każda oszczędność jest opłacalna w dłuższej perspektywie. Przykładowo, wybór tańszych komponentów może oznaczać wyższe koszty eksploatacyjne lub konieczność ich wcześniejszej wymiany. Podobnie rezygnacja z nowoczesnych systemów monitoringu i automatyki może skutkować brakiem kontroli nad parametrami pracy transformatora, rozdzielnic średniego i niskiego napięcia, co prowadzi często do nieplanowanych przestojów i strat finansowych.

Z drugiej strony, warto szukać oszczędności w odpowiednim planowaniu inwestycji. Dobrze przemyślana logistyka dostaw, optymalny harmonogram prac oraz skoordynowanie działań z innymi podmiotami (np. zarządcami dróg czy sąsiednimi właścicielami gruntów) mogą znacząco skrócić czas realizacji i uniknąć nieprzewidzianych wydatków.

Eksploatacja i serwis – przewidywanie następstw Przygotowując projekt przyłączenia biogazowni do sieci, wielu inwestorów koncentruje się na samym procesie budowy, zapominając o przyszłej eksploatacji. Tymczasem koszty utrzymania i serwisowania infrastruktury mogą stanowić znaczącą część budżetu operacyjnego. Warto więc na etapie projektowania uwzględnić rozwiązania, które

pozwolą na bieżący monitoring pracy transformatora i szybkie wykrywanie potencjalnych problemów przy użyciu nowoczesnych rozwiązań takich jak np. EG Smart. Regularne przeglądy techniczne i konserwacja sprzętu nie tylko wydłużają jego żywotność, ale także pozwalają uniknąć nagłych awarii, które mogłyby zatrzymać produkcję energii. Warto także zadbać o dostępność części zamiennych i sprawdzić, jakie warunki serwisowe oferuje dostawca urządzeń – w wielu przypadkach elastyczne opcje utrzymania ruchu mogą znacząco obniżyć koszty eksploatacji.

Proces przyłączania biogazowni do sieci to znacznie więcej niż tylko podłączenie kabli i uruchomienie transformatora. To skomplikowane przedsięwzięcie wymagające przemyślanego planowania, znajomości procedur oraz odpowiedniego doboru rozwiązań technicznych. Błędy popełnione na etapie projektowania i uzgodnień mogą skutkować dodatkowymi kosztami i opóźnieniami, dlatego warto zwrócić szczególną uwagę na wymogi operatorów sieci, jakość zastosowanych urządzeń oraz długoterminową strategię eksploatacyjną.

Dobrze zaplanowana inwestycja to nie tylko gwarancja sprawnego przyłączenia, ale także optymalizacji kosztów i bezproblemowego funkcjonowania biogazowni przez wiele lat.

Marcin Liebchen Prezes zarządu

EG System Sp. z o.o. sp. k.

Transformacja systemów ciepłowniczych a gazy zdekarbonizowane

Europejskie regulacje definiujące drogę dojścia do neutralności klimatycznej przez systemy ciepłownicze, w znaczącej mierze nie zostały jeszcze transponowane do prawodawstwa krajowego. Jednak przedsiębiorstwa energetyczne już teraz uwzględniają je przy planowaniu, w odniesieniu do danego systemu ciepłowniczego, procesów inwestycyjnych w zakresie zastępowania lub modernizacji istniejących aktywów wytwórczych.

Pakiet

Fit for 55 odgrywa ważną w historii inicjatywę legislacyjną, która dostrzegła istotną rolę sektora ciepłownictwa systemowego w redukcji emisji gazów cieplarnianych i partycypacji w realizacji innych celów polityki klimatyczno-energetycznej zdefiniowanych w New Green Deal.

Kryterium efektywnego systemu ciepłowniczego Kluczowym wymogiem jest spełnienie przez każdy system kryterium efektywnego systemu ciepłowniczego, które w zmienionej dyrektywie EED jest zdefiniowane w sposób złożony – jako trajektoria dojścia do neutralności klimatycznej w 2050 r., obejmująca kamienie milowe w kolejnych przedziałach czasowych. Definicja efektywnego systemu ciepłowniczego, określona w artykule 26 dyrektywy w sprawie efektywności energetycznej (EED), wskazuje na następujące parametry jakościowe i ilościowe ciepła dostarczanego do sieci ciepłowniczej z przyłączonych jednostek wytwórczych w poszczególnych okresach: 4 od 1 stycznia 2028 r.: system wykorzystuje co najmniej 50% energii odnawialnej, 50% ciepła odpadowego, 50% kombinacji energii odnawialnej

zdj. Shutterstock

i ciepła odpadowego, 80% ciepła z wysokosprawnej kogeneracji albo co najmniej kombinację ciepła wprowadzanego do systemu ciepłowniczego, gdzie udział energii odnawialnej wynosi co najmniej 5% i całkowity udział energii odnawialnej, ciepła odpadowego lub wysokosprawnej kogeneracji wynosi co najmniej 50%;

4 od 1 stycznia 2035 r.: system wykorzystuje co najmniej 50% energii odnawialnej, 50% ciepła odpadowego, 50% kombinacji energii odnawialnej i ciepła odpadowego albo system, w którym całkowity udział energii odnawialnej, ciepła odpadowego lub wysokosprawnej kogeneracji wynosi co najmniej 80%, a całkowity udział energii odnawialnej lub ciepła odpadowego wynosi co najmniej 35%;

4 od 1 stycznia 2040 r.: system wykorzystuje co najmniej 75% energii odnawialnej, 75% ciepła odpadowego albo 75% kombinacji energii odnawialnej i ciepła odpadowego i jednocześnie całkowity udział energii odnawialnej, ciepła odpadowego i wysokosprawnej kogeneracji wynosi co najmniej 95% przy minimalnym udziale OZE lub ciepła odpadowego na poziomie 35%;

Maksymalne zapotrzebowanie ze strony sektora ciepłownictwa systemowego na gaz ziemny może wynieść w szczytowym okresie nawet ponad 12 mld m3, a po 2039 r. blisko 8,5 mld m3

4 od 1 stycznia 2045 r.: system wykorzystuje co najmniej 75% energii odnawialnej, 75% ciepła odpadowego albo 75% kombinacji energii odnawialnej i ciepła odpadowego;

4 od 1 stycznia 2050 r.: system wykorzystuje wyłącznie energię odnawialną, ciepło odpadowe lub ich kombinację.

Artykuł 26 dyrektywy EED przewiduje również alternatywne podejście do definicji, gdzie kryterium określone jest za pomocą jednostkowego wskaźnika emisji CO2 ciepła dostarczanego do odbiorcy końcowego – z dużym prawdopodobieństwem zostanie ono zaimplementowane do prawodawstwa

krajowego jako opcjonalne do wyboru. Biorąc pod uwagę specyfikę polskiego sektora należy wskazać, że korzystniejsze będzie zastosowanie definicji opartej o kryteria jakościowo-ilościowe.

Wnioski z analizy Polskiego Towarzystwa Energetyki Cieplnej

Wypełnienie kryterium efektywnego systemu ciepłowniczego w poszczególnych okresach do 2050 r. stanowiło warunek brzegowy dla analizy opracowanej przez Polskie Towarzystwo Energetyki Cieplnej: „Wpływ regulacji UE na transformację sektora ciepłownictwa systemowego – ocena skutków i rekomendacje w zakresie regulacji”, której celem było wskazanie wariantów i określenie optymalnej z perspektywy wskaźnika LCOH (ang. Levelized Cost of Heat) ścieżki dojścia do neutralności klimatycznej w 2050 r. przez systemy ciepłownicze o zróżnicowanej wielkości, przy jednoczesnym spełnieniu celów określonych w regulacjach pakietu Fit for 55. Przeprowadzona wielowariantowa analiza techniczna, ekonomiczna i regulacyjna pokazała, że w kontekście planowania transformacji sektora ciepłownictwa systemowego kluczowym elementem jest dywersyfikacja zastosowanych technologii w miksie energetycznym systemów ciepłowniczych i wykorzystanie lokalnych zasobów, co w konsekwencji wpłynie na optymalizację kosztów ciepła dla odbiorców końcowych. Jednym z kluczowych wniosków jest

to, że o ile zastosowanie technologii Power to Heat będzie istotnym elementem procesu dekarbonizacji, nie będzie to jedyne źródło ciepła w systemach ciepłowniczych przyszłości. Do momentu rozwinięcia się rynku gazów zdekarbonizowanych, ciepłownictwo systemowe będzie musiało bazować na stabilnych źródłach ciepła takich jak gazowe jednostki kogeneracji czy jednostki wytwórcze opalane biomasą.

Na wykresie 1 pokazano scenariusz „wyzwań”, który obrazuje miks paliwowy dla sektora ciepłownictwa systemowego pozwalający na wykorzystanie potencjału różnych technologii OZE w sposób zrównoważony, z uwzględnieniem wydłużenia roli aktywów gazowych. Jest on zoptymalizowany pod kątem LCOH i jednocześnie, podobnie jak wszystkie analizowane scenariusze, zapewnia spełnienie przez systemy ciepłownicze w Polsce kryterium efektywnego systemu. Warto podkreślić, że gaz ziemny będzie w sposób znaczący wykorzystywany do 2039 r. Po tym czasie, biorąc pod uwagę usunięcie kryterium wysokosprawnej kogeneracji z definicji efektywnego systemu ciepłowniczego, konieczne będzie jego zastąpienie przede wszystkim przez gazy zdekarbonizowane, oczywiście zakładając wystarczającą podaż tych paliw, co pozwoli na częściowe wykorzystanie istniejących aktywów wytwórczych jako instalacji OZE. Obliczenia w modelu wskazują, że w zależności od scenariusza, maksymalne zapotrzebowanie ze strony Wyk. 1. Scenariusz

n Energia elektryczna n Biomasa n Zielony gaz n Gaz n Węgiel n Ciepło odpadowe n Ciepło geotermalne

sektora ciepłownictwa systemowego na gaz ziemny może wynieść w szczytowym okresie nawet ponad 12 mld m3, a po 2039 r. blisko 8,5 mld m3.

Rynek gazów zdekarbonizowanych –uwarunkowania rozwoju Bez rozwoju rynku gazów zdekarbonizowanych trudno będzie przeprowadzić proces transformacji sektora ciepłowniczego. Technologie Power to Heat mają techniczne ograniczenia, a ciepło odpadowe czy geotermalne uzależnione jest silnie od lokalnej dostępności. Rok 2040 jest nieodległy, stąd tak istotne jest możliwie jak najszybsze utworzenie odpowiedniej krajowej strategii rozwoju rynku gazów zdekarbonizowanych, a zwłaszcza dedykowanej biometanowi, a w tym równoległe przejście

do realizacji konkretnych, dalszych zmian regulacyjnych. W pierwszej kolejności kluczowe jest stworzenie optymalnych warunków, poprzez odpowiednie dostosowanie norm i legislacji, umożliwiających wtłaczanie do sieci przesyłowej i dystrybucyjnej gazów tj. biometanu, wodoru, syngazu. Działanie to wpłynie docelowo na stopniowy wzrost udziału ciepła z OZE w zużyciu przez odbiorców końcowych. Nie bez znaczenia będzie również rozwój technologii skraplania (bioLNG) oraz sprężania (bioCNG) biometanu, dający możliwość dużej mobilności stosowania zdekarbonizowanego paliwa.

Marcin Laskowski, Członek zarządu Dorota Jeziorowska, Dyrektor Polskie Towarzystwo Energetyki Cieplnej

REKLAMA

Biometan a sektor ciepła – za i przeciw

W niedalekiej przyszłości gaz ziemny, a docelowo wodór – czy między okresami wykorzystania tych paliw jest miejsce na biometan w ciepłownictwie i ogrzewnictwie? Wśród ekspertów sektora jest tylu zwolenników, co przeciwników takiego rozwiązania, jednak ostateczne decyzje wskażą klimat, rynek i regulacje wprowadzane przez Unię Europejską.

Ponad

40% polskich gospodarstw domowych korzysta z ciepła systemowego. Korzystają z niego też przemysł i budownictwo oraz handel i usługi. Do jego wytworzenia wykorzystuje się głównie węgiel – 61,2% oraz gaz ziemny 13%, olej opałowy –6,2%, OZE – 14% i 5,2% pozostałe paliwa1.

Realne wyzwanie rynku

Z sezonu na sezon maleje popyt na ciepło dla lokali mieszkalnych i biurowych, czego przyczyną jest ocieplenie klimatu i bardzo krótkie zimy. Maleje

Do produkcji ciepła zużywa się w Polsce ok. 20 mln t węgla oraz ok. 6 mld m3 gazu ziemnego

więc zapotrzebowanie na paliwa. Jako obywatele oszczędzamy ciepło, skutecznie zmniejszamy jego zużycie np. poprzez termomodernizacje budynków, montaż efektywnych systemów grzewczych,

korzystając z ciepła wytworzonego z nowych, „zielonych” źródeł. W „Strategii dla ciepłownictwa do 2030 r. z perspektywą do 2040 r.”, opracowanej przed trzema laty, w „Prognozie popytu na dostawy ciepła do sieci dla wyróżnionych grup odbiorców, wariant podstawowy” oszacowano, że ów popyt na ciepło w 2030 r. wyniesie 255 047 TJ, w 2040 r. 218 007 TJ, a w 2050 r. – już tylko 200 189 TJ, czyli o ok. 1/5 mniej.

Regulacje dla sektora

Kwestie regulacji, zwłaszcza wytyczne Fit for 55 dla ciepła systemowego w kontekście zielonych gazów, zostały szerzej opisane w artykule „Transformacja systemów ciepłowniczych a gazy zdekarbonizowa ne” na s. 44. Warto wspomnieć, że spory niepokój wśród ciepłowników i właścicieli gospodarstw domowych korzystających z gazu ziemnego (ponad 1, 2 mln2) wzbudza wizja implementacji ETS 2. W powszechnym rozumieniu przyniesie on wzrost kosztów użytkowania dotychczas stosowanego paliwa i być może konieczność przejścia na biometan.

Zużycie gazu ziemnego w Polsce

W 2023 r. zużycie gazu ziemnego wyniosło 638,3 PJ, co oznacza w stosunku do 2022 r. wzrost o 6,7%. Największy udział w zużyciu krajowym gazu ziemnego wykazało województwo mazowieckie (22,6%), śląskie (10,8%) oraz małopolskie (7,9%), a najmniejszy warmińsko-mazurskie i podlaskie (po 1,3%) oraz świętokrzyskie (2,3%). Zużycie gazu ziemnego w sektorze energii wyniosło 21,3%, w transporcie 1,2%, a w sektorze drobnych odbiorców 37,0%.

Źródło: „Zużycie paliw i nośników energii w 2023 r.”, GUS 2024

Trzeba mieć nadzieję, że instalacje produkujące ten gaz, wkrótce zaczną być realizowane.

Ważna rola biometanu

W kontekście transformacji sektora ciepłowniczego i jego przejścia z węgla na gaz mówi się o gazie ziemnym3 , a w nieco dalszej perspektywie o wodorze. Wspomniana „Strategia dla ciepłownictwa”

Jacek Chrząstek

Dyrektor handlowy, STRABAG

Sp. z o.o.

Produkcja biometanu jest procesem kosztownym. Instalacja do produkcji biometanu w najpopularniejszej obecnie technologii membranowej wymaga od 0,26 do 0,3 kWh/Nm3 energii elektrycznej, przy czym biogaz spalany bezpośrednio w kotle lub jeszcze lepiej w wysokosprawnej kogeneracji takiego nakładu nie wymaga. W związku z tym uważam, że produkcja biometanu po to, żeby zużyć go w ciepłownictwie nie ma uzasadnienia. Odrębną sprawą jest zagospodarowanie w ciepłownictwie ciepła ze spalania biogazu w agregatach kogeneracyjnych, gdzie wytwarzamy go tyle samo, a nawet odrobinę więcej niż energii elektrycznej. Wiele instalacji biogazowych ma z tym problem, wykorzystując tylko część wytworzonej energii cieplnej dla własnych potrzeb. Budowa sieci ciepłowniczych jest niezwykle kosztownym elementem systemu, dlatego też przy lokalizacji kogeneracyjnych jednostek wytwórczych należy rozważać możliwość wyprowadzenia do sieci. Należy tu nadmienić, że budowa gazociągu jest zdecydowanie tańsza niż ciepłociągu do wyprowadzenia ciepła.  Nie widzę, poza „modą na biometan”, żadnych korzyści. Biometan w postaci bioCNG lub bioLNG powinien trafiać do transportu, gdzie jest jego właściwe miejsce.

w kontekście kogeneracji wskazała lata 2040-2050 jako czas zmiany roli kogeneracji gazowej w kierunku źródeł szczytowych oraz zastępowanie gazu ziemnego biometanem i wodorem. W dokumencie wyraźnie mówi się, że w pierwszej kolejności biometan powinien trafić do sektora transportowego, a dopiero potem do ciepłowniczego. Gdzie warto postawić biometanownię? Decyzja inwestycyjna dla tego rodzaju instalacji wynikać powinna przede wszystkim z dostępności substratów do produkcji biogazu, a także z możliwości wykorzystania

produktów – w tym biometanu. Wg URE najwięcej gazu do produkcji ciepła zużywa się w województwie lubuskim (ponad 95%). – W zużyciu paliw gazowych przoduje również województwo podkarpackie (47,28%), w pozostałych województwach zużycie gazu stanowi poniżej 20%, przybierając najniższą wartość w województwie podlaskim – 2,92% – wskazuje URE. Ta informacja powinna być cenną wskazówką dla inwestorów, zwłaszcza gdy weźmiemy pod uwagę inny fragment raportu URE, w którym mówi się że: „Szczególne problemy finansowe miały

Tomasz Kajdan

Wiceprezes zarządu, Biowatt S.A.

Dekarbonizacja sektora ciepłowniczego jest zadaniem trudniejszym niż produkcja zielonej energii elektrycznej. Niskoemisyjne paliwa gazowe – takie jak biogaz i biometan – są obecnie jedynym realnym kierunkiem procesu dekarbonizacji ciepłownictwa. Zapewniają neutralność klimatyczną, stabilność dostaw oraz możliwość wykorzystania istniejącej infrastruktury gazowej. Jednak obecnie biometan dla sektora ciepłowniczego jest praktycznie niedostępny. Jedynie produkcja biometanu w Polsce na szeroką skalę pozwoli na znaczące zmniejszenie udziału paliw kopalnych (węgla i oleju opałowego) w sektorze ciepłowniczym, a także co ważne – zapewni niezależność energetyczną. Do rozwoju produkcji biometanu brakuje nam szeregu uwarunkowań prawnych (nad czym pilnie pracuje sektorowe Porozumienie dla biogazu i biometanu), zmiany warunków zatłaczania do sieci gazowej i zmiany nastawienia w spółkach operatorów sieci gazowych. Pomimo wielu przeciwności legislacyjnych, Biowatt opracowuje obecnie dla inwestorów kilkanaście projektów biometanowych, które mają szansę na realizację w kolejnych latach. Prowadzimy również projekty biometanowe, które będą dedykowane odbiorcom sieci ciepłowniczych – potwierdzamy więc w praktyce, że ten kierunek będzie się rozwijał.

Krzysztof Maciąg

Członek zarządu, TEDOM Poland Sp. z o.o.

Biometan ma duże szanse na wykorzystanie w ciepłownictwie, zwłaszcza w kontekście walki ze zmianami klimatycznymi. Jest to odnawialne źródło energii, którego produkcja polega na fermentacji organicznych odpadów, co prowadzi do redukcji emisji CO2. Biometan może zastąpić tradycyjne paliwa, takie jak gaz ziemny czy węgiel, z uwagi na swoje parametry jakościowe, co umożliwia jego wprowadzenie do istniejącej infrastruktury gazowej. Wśród korzyści wykorzystania biometanu w ciepłownictwie można wymienić jego dostępność lokalną oraz potencjał do wspierania gospodarki o obiegu zamkniętym. Jednakże, istotne są także wyzwania. Wysokie koszty produkcji oraz konieczność dużych inwestycji mogą odstraszać inwestorów. Ponadto, dostępność surowców do produkcji biometanu może być ograniczona w niektórych regionach, co wymaga efektywnej logistyki. Aby biometan skutecznie zaistniał w ciepłownictwie, kluczowe będą regulacje prawne oraz standardy jakości. Wsparcie finansowe oraz certyfikacja mogą polepszyć sytuację na rynku. Ostatecznie, by biometan stał się integralną częścią ciepłownictwa, konieczne będzie ścisłe współdziałanie producentów, firm ciepłowniczych oraz organów regulacyjnych.

przedsiębiorstwa energetyczne, które zrealizowały inwestycje w jednostki kogeneracji dużej mocy zarówno cieplnej, jak i elektrycznej opalane gazem ziemnym (który co do zasady, ma być paliwem przejściowym). Niejednokrotnie po przekazaniu ich do eksploatacji, cena gazu ziemnego wzrosła nawet dziesięciokrotnie w porównaniu z cenami, jakie obowiązywały przed podjęciem decyzji inwestycyjnej, na podstawie których przeprowadzono analizę efektywności ekonomicznej przedsięwzięcia. Brak możliwości dynamicznej zmiany cen ciepła z takich jednostek, po zmianie kosztów paliwa lub uprawnień do emisji dwutlenku węgla, powodował często czasowe wyłączenia jednostek –o ile przedsiębiorstwo miało możliwość wykorzystania

innych źródeł ciepła (w tym szczytowych) opalanych nieco tańszym paliwem np. miałem węgla kamiennego. Eksploatacja takich jednostek kogeneracji, przy wysokich kosztach jednostkowych paliwa i uprawnień do emisji dwutlenku węgla, powodowała stratę finansową przedsiębiorstwa”. Być może właśnie to są potencjalni zainteresowani biometanem.

Beata Klimczak

ŹRÓDŁA:

1. URE, Raport „Energetyka w liczbach”, Warszawa, styczeń 2025 r.

2. GUNB, Raporty dla budynków jednorodzinnych – struktura Polska, luty 2025 r.

3. „Strategia rozwoju GK Enea do 2035 r.”, inf. pras. „PGE przygotowuje się do budowy nowego źródła ciepła w Gryfinie”, grudzień 2024 r.

Technologia WestWind Biogaz:

Optymalne przetwarzanie substratów, w tym podmiotu kurzego

Opatentowany system mieszania pompowego

Wysoki stopień wygazowania

Efektywne wykorzystanie ciepła odpadowego

Różnorodne możliwości zagospodarowania pofermentu

Uzdatnianie biogazu do biometanu

Oszczędność wody w procesie

Łatwe dopasowanie rozwiązań do potrzeb

Sprawdzona, solidna technologia oparta na wieloletnim doświadczeniu

REKLAMA

Sokołów Podlaski – innowacyjny projekt z udziałem biogazu

Biometan w ciepłownictwie? Takie rozwiązanie od grudnia 2024 działa w Sokołowie Podlaskim. Otwarta tam elektrociepłownia, dzięki połączeniu technologii biogazowej i pomp ciepła, w 95% produkuje energię elektryczną z OZE. System dostarcza mieszkańcom ciepło w cenach porównywalnych do tradycyjnych instalacji wykorzystujących paliwa kopalne.

Projekt od 2022 r. realizowano w ramach programu NCBR „Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym”, a uroczyste otwarcie zakładu odbyło się w listopadzie 2024 r. To jeden z nielicznych w Polsce systemów ciepłowniczych wykorzystujących biogaz, który produkowany jest w zlokalizowanej niedaleko instalacji w Grochowie Szlacheckim. Ten, wstępnie oczyszczony, kierowany jest specjalnie wybudowanym gazociągiem o długości 9 km do zakładu ciepłowniczego. Elektrociepłownia ma dostarczać ciepło i prąd do 198 budynków i pokryć zapotrzebowanie miejskiej sieci ciepłowniczej w 41%.

Kogeneracja, pompy ciepła i biogaz

Elektrociepłownia ma stabilizować pracę jednostek wytwarzających energię ze źródeł odnawialnych, które zmagają się z dobowymi i sezonowymi niedopasowaniami podaży i popytu.

Wydzielona miejska sieć ciepłownicza będzie zasilana energią wytwarzaną przez układ silników kogeneracyjnych, pomp ciepła i kotła biogazowego, gdzie paliwem będzie biometan pochodzenia rolniczego, a w przyszłości także wytwarzany z odpadów przemysłowych i komunalnych. Miejska sieć ciepłownicza będzie dostarczać ciepło o parametrach na poziomie 80-60°C w przyszłości

/ Magazyn ciepła procesowego elektrociepłowni w Sokołowie Podlaskim

zdj. Materiały prasowe ICEB (2)

parametry te mogą zostać obniżone do 70-50°C, co pozwoli na zmniejszenie strat w sieci ciepłowniczej.

Kluczowym elementem całego systemu jest układ kogeneracyjny zasilany biometanem, który wytwarza energię elektryczną i ciepło z magazynowanej „zielonej” energii. Harmonogram jego pracy będzie zależał nie tylko od bieżących potrzeb elektrociepłowni, ale także od rynkowego zapotrzebowania na energię elektryczną, czyli od aktualnej ceny sprzedaży/kupna. Możliwe będzie zarządzanie pracą modułu CHP poprzez magazynowanie wytworzonego biogazu, inteligentne sterowanie pracą pomp ciepła powietrze/woda. Opracowany system będzie przygotowany do zasilania wodorem oraz do produkcji sprężonego biometanu (bioCNG), który może być wykorzystany do zasilania autobusów miejskich i maszyn rolniczych. Docelowo lokalny system energetyczny będzie integrował infrastrukturę elektryczną o łącznej mocy około 10 MW, w tym: turbiny wiatrowe, farmy fotowoltaiczne oraz kogeneratory zasilane biometanem.

Innowacyjna technologia ma pomóc miastu uniezależnić się od importowanych paliw kopalnych

Bezpieczeństwo i przewidywalne ceny ciepła Elektrociepłownia w Sokołowie Podlaskim jest elementem szerszej koncepcji samobilansującego się obszaru energetycznego, który w przyszłości ma zagwarantować mieszkańcom m.in. ekologiczny transport publiczny, budowę systemów ciepła hybrydowego czy wsparcie indywidualnej elektromobilności. Obecnie, po uruchomieniu ciepłowni, wpływa na poprawę lokalnego bezpieczeństwa energetycznego i chroni odbiorców ciepła przed niekontrolowanym wzrostem jego cen. Projekt został zrealizowany przez Biogas East, ECN, Energotechnika, ICEB oraz PUIK.

Oprac. Jolanta Kamińska

REKLAMA

Ciepło odpadowe z biogazowni ogrzewa mieszkańców Leżajska

Biogaz w ciepłownictwo to już nie ambitne koncepcje, ale konkretne projekty. Jak ten zakończony w styczniu br. w Leżajsku, będący efektem współpracy EnerbioEco, właściciela biogazowni rolniczej i spółki Veolia Wschód.

Projekt w Leżajsku to kolejna realizacja Veolia term wpisująca się w strategię dekarbonizacji spółki, zakładająca m.in. ograniczenie lub wymianę kotłów węglowych w swoich zakładach ciepłowniczych. Tych Grupa posiada blisko 60 i są zlokalizowane w małych i średnich miastach.

Kluczowym etapem inwestycji była budowa ciepłociągu łączącego instalację biogazową z ciepłownią Veolii. Biogazownia o mocy 0,9 MW dostarczy zieloną energię odpowiadającą ok. 25-30% zapotrzebowania systemu miejskiego na ciepło. Umowę współpracy podpisano na 10 lat.

Materiały prasowe Veolia

zdj.

– Wspólny projekt przynosi korzyści zarówno partnerom, jak i lokalnej społeczności. Synergia pozwoli nam realizować kolejne cele klimatyczne, a mieszkańcy miasta będą oddychać czystszym powietrzem. Poprzez zagospodarowanie ciepła odpadowego z biogazowni będziemy mogli o 600 ton rocznie ograniczyć zużycie węgla w ciepłowni – komentowała Edyta Żabczyńska, dyrektor ds. rozwoju, członek zarządu Veolii term.

O nowej erze dla zrównoważonego ciepłownictwa mówił także Edyta Kubczyk-Wnuk, dyrektor zarządzający EnerbioEco: – Ciepło z biogazowni stanowi ogromny, rzadko wykorzystywany potencjał w sektorze ciepłownictwa. Jego zastosowanie w systemach komunalnych to nie tylko oszczędności i stabilność cen energii, ale przede wszystkim wsparcie dla transformacji energetycznej. Nasza inwestycja pokazuje, że możliwe jest budowanie synergii między produkcją energii odnawialnej a lokalnymi systemami ciepłowniczymi i że sąsiedztwo biogazowni niesie realne korzyści dla lokalnej społeczności. Głównym odbiorcą zielonego ciepła z biogazowni będzie spółdzielnia mieszkaniowa. Nie jest to pierwszy tego typu projekt w Polsce, bo z ciepła produkowanego w biogazowni korzystają już od kilku lat m.in. mieszkańcy Sieńska czy podlaskiego

Edyta Kubczyk-Wnuk

Dyrektor zarządzający EnerbioEco

Z początkiem stycznia 2025 roku zakończyliśmy bardzo ważną dla EnerbioEco inwestycję ciepłociągu łączącego naszą biogazownię z lokalną ciepłownią Veolii w Leżajsku. To przełomowy krok w kierunku bardziej ekologicznego i efektywnego systemu zaopatrzenia mieszkańców w ciepło. Dzięki tej inicjatywie ciepło odpadowe z produkcji energii w naszej biogazowni jest wykorzystywane do ogrzewania mieszkań lokalnej spółdzielni mieszkaniowej, co znacząco obniża zużycie paliw kopalnych i zmniejsza emisję CO2. Planujemy dostarczać 10 000 GJ rocznie.

Michałowa. Inwestycja w Leżajsku pokazuje jednak kierunek, który może być inspiracją dla właścicieli małych i średnich zakładów ciepłowniczych – to one mogą być siłą napędową dekarbonizacji sektora, który nadal w Polsce oparty jest głównie na węglu. Opracowała Jolanta Kamińska

zdj. EnerbioEco

Mediator biogazowy nowym zawodem na rynku?

Zawody związane ze zrównoważonym rozwojem i ochroną środowiska zyskują na znaczeniu z każdym rokiem. Zwiększenie ich różnorodności oraz tworzenie nowych miejsc pracy są odpowiedzią na potrzeby rynku. Zdaniem wielu ekspertów można już mówić o nowym zawodzie na rynku – mediatorze biogazowym, łączącym wiedzę techniczną i technologiczną z zakresu produkcji biogazu i biometanu z umiejętnościami komunikacyjnymi i negocjacyjnymi.

Proces inwestycyjny związany z budową biogazowni czy biometanowni wiąże się z wieloma wyzwaniami, które mogą zniechęcić potencjalnych inwestorów. Jednym z początkowych problemów mogą się okazać wysokie koszty inwestycyjne związane z budową instalacji. Innym powodem rezygnacji z przedsięwzięcia mogą być złożone regulacje prawne i procedury administracyjne. Coraz częściej pojawiają się również lokalne problemy z dostępnością substratów. Wreszcie, należy wspomnieć o niezwykle istotnej kwestii jaką jest relacja ze społecznością lokalną – interesariuszami projektu.

Jakie sytuacje mogą wymagać mediacji?

Mediacja podczas procesu inwestycyjnego może być przydatna w różnych sytuacjach, wśród nich wymienić można m.in.:

4 Konflikty między inwestorami a społecznością lokalną. Inwestycje w biopaliwa, tak jak inne rodzaje OZE, mogą napotkać opór ze strony mieszkańców, który jest argumentowany m.in. obawami o zdrowie i środowisko oraz komfort życia. Mediatorzy mogą pomóc w znalezieniu wspólnego języka i rozwiązania, które uwzględni interesy zaangażowanych stron. Wielokrotnie zaobserwowano

/ Wojciech Czekała

przypadki, gdzie transparentna komunikacja od początku procesu inwestycyjnego skutecznie pomogła w jego realizacji.

4 Kwestie dotyczące ochrony środowiska. Problemy związane z wpływem produkcji biogazu i biometanu na środowisko mogą prowadzić do sporów między np. organami samorządu terytorialnego

a przedsiębiorstwami produkującymi biogaz. Mediacja może pomóc w znalezieniu optymalnego rozwiązania, które uwzględni zarówno potrzeby produkcji energii, ochrony środowiska, jak i lokalne uwarunkowania.

4 Umowy między producentami biopaliw a dostawcami surowców – łańcuch dostaw. Problemy mogą wystąpić w przypadku zawierania i realizowania umów dotyczących dostarczania surowców do produkcji biogazu (np. odpadów z przemysłu rolno-spożywczego). Mediacje prowadzone w oparciu o wiedzę mogą pomóc w rozwiązaniu sporów dotyczących m.in. jakości surowców, ilości oraz ich cen.

Kim jest mediator biogazowy?

Mediator biogazowy to osoba, która wspomaga przedsiębiorstwa zaangażowane w proces powstawania, rozwoju i zarządzania projektami związanymi z biogazem. Jego głównym zadaniem jest prowadzenie komunikacji i współpracy między interesariuszami, takimi jak właściciele gruntów, inwestorzy, organizacje pozarządowe oraz lokalne społeczności.

Kompetencje, które powinien posiadać mediator biogazowy to przede wszystkim:

4 Znajomość rynku biogazu i biometanu obejmująca m.in. wiedzę na temat odpadów ulegających biodegradacji, procesu fermentacji metanowej, rodzajów technologii czy kierunków zagospodarowania biogazu.

4 Umiejętności słuchania i komunikacji, które są niezbędne, aby zrozumieć perspektywy wszystkich stron i wziąć pod uwagę ich obawy i potrzeby.

4 Kompetencje w zakresie zarządzania projektami z branży odpadów i biopaliw, pozwalające prawidłowo reagować na poszczególne sytuacje mające miejsce w różnych etapach procesu inwestycyjnego.

4 Umiejętności mediacyjne pozwalające negocjować, zapobiegać konfliktom, a w przypadku ich wystąpienia – szybko i odpowiednio zareagować.

4 Zdolności analityczne pozwalające zebrać i przeanalizować informacje związane z projektem inwestycyjnym, zwłaszcza w kontekście możliwego oddziaływania na środowisko.

Doświadczenie autora, związane zarówno z działalnością naukową w zakresie gospodarki odpadami i produkcji biopaliw oraz doświadczenie praktyczne zdobyte w różnych sytuacjach, gdzie komunikacja

Mediacja pozwala na lepsze zrozumienie i uwzględnienie lokalnych potrzeb i obaw społeczności, co może prowadzić do większej akceptacji projektów

odgrywa ważną rolę - pozwala stwierdzić, że mediator biogazowy odgrywa istotną rolę w zapewnieniu, że projekty biogazowe mogą być realizowane w sposób zrównoważony i akceptowalny dla wszystkich zainteresowanych stron.

Korzyści wynikające z mediacji Prowadzenie skutecznej komunikacji w zakresie produkcji biogazu i biometanu, która obejmuje m.in. mediacje, przynosi szereg istotnych korzyści, które mają pozytywny wpływ na rozwój sektora odnawialnych źródeł energii. Mediacja umożliwia przede wszystkim skuteczne rozwiązywanie sporów pomiędzy interesariuszami, takimi jak rolnicy, inwestorzy, władze lokalne czy społeczności, co przyczynia się do zwiększenia współpracy i zrozumienia interesów wszystkich stron. Dzięki temu możliwe jest szybsze osiąganie porozumień dotyczących m.in. lokalizacji instalacji biogazowych czy stosowanych technologii. Mediacja pozwala również na lepsze zrozumienie i uwzględnienie lokalnych potrzeb i obaw społeczności, co może prowadzić do większej akceptacji projektów związanych z biogazem i biometanem. Dodatkowo, proces mediacji sprzyja innowacjom, gdyż różnorodność perspektyw i doświadczeń uczestników może prowadzić do opracowania i zastosowania nowych, kreatywnych rozwiązań. W efekcie, mediacja nie tylko wspomaga rozwój technologii biogazowych, ale także wspiera zrównoważony rozwój i ochronę środowiska, co jest kluczowe w kontekście globalnych wyzwań związanych ze zmianami klimatycznymi. Zachęcam do współpracy!

Prof. dr hab. inż. Wojciech Czekała tel. +48 794 265 938 kontakt@wojcicechczekala.pl wojciechczekala.pl

Ujemne ceny energii – szansa czy zagrożenie dla biogazowni?

Na Towarowej Giełdzie Energii coraz częściej obserwuje się zjawisko ujemnych cen energii elektrycznej. Nie pozostaje ono bez wpływu na opłacalność funkcjonowania instalacji biogazowych. Pewnym rozwiązaniem może być ich praca w szczycie.

Odpoczątku roku na Rynku Dnia Następnego odnotowano już 25 takich przypadków, co niesie istotne konsekwencje dla producentów energii odnawialnej, w szczególności dla wytwórców biogazu korzystających z systemów wsparcia FIT/FIP. Analizując wcześniejsze lata, widać wyraźny wzrost liczby cen ujemnych – w 2023 r. było ich 32, a rok później 199 [1]. Wiele wskazuje na to, że trend ten będzie się utrzymywał, a liczba nadal będzie rosła.

Zgodnie z art. 93 ust. 4-5 Ustawy z 20 lutego 2015 r. o odnawialnych źródłach energii, w przypadku, gdy średnia ważona cena energii elektrycznej z transakcji giełdowych była niższa niż 0 zł/MWh przez co najmniej sześć kolejnych godzin, wytwórca biogazu był zobowiązany do odjęcia ilości energii elektrycznej wytworzonej w tym czasie. Niedawna

nowelizacja ustawy o OZE wprowadziła jednak istotne zmiany w systemie rozliczeń dla nowych instalacji. Wszyscy wytwórcy, którzy otrzymali zaświadczenie o możliwości korzystania z systemu wsparcia FIT/FIP po 28 grudnia 2024 r., muszą od teraz uwzględniać każdą godzinę z ujemną ceną, a nie jak wcześniej dopiero po sześciu godzinach z rzędu. Zmniejszenie wysokość wsparcia może wpłynąć na obniżenie się rentowości produkcji energii elektrycznej z biogazu, dlatego, aby zminimalizować ryzyko, nowi wytwórcy powinni już na etapie projektowania i budowy zadbać o możliwość elastycznego ograniczania produkcji energii oraz efektywnego magazynowania nadwyżek biogazu w okresach niekorzystnych warunków rynkowych. Innymi słowy, przygotować instalację do pracy szczytowej.

/ Przykładowa funkcjonująca biogazownia szczytowa w Niemczech

Niemiecki case study

Pierwsze przypadki ujemnych cen energii elektrycznej odnotowano w 2008 r. w Niemczech. Obecnie zjawisko to występuje na większości europejskich rynków energii i jest wynikiem nadwyżek w systemie elektroenergetycznym, spowodowanych dynamicznym wzrostem produkcji z odnawialnych źródeł energii, które są zależne od warunków atmosferycznych.

W przeciwieństwie do innych OZE, biogaz posiada istotną przewagę – może być magazynowany, co umożliwia elastyczne zarządzanie produkcją energii. Potencjał ten dostrzeżono w Niemczech, gdzie wprowadzono dopłatę do pracy szczytowej, mającą na celu zwiększenie udziału mocy sterowalnej w systemie elektroenergetycznym. Dodatkowy mechanizm wsparcia został wdrożony wraz z ustawą

Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) z 2012 r. Skierowany jest on do wytwórców, którzy zwiększają moc zainstalowaną swoich jednostek oraz magazynów biogazu, tak aby móc produkować energię zgodnie z aktualnym zapotrzebowaniem. System obejmuje dwa typy dopłat różniące się warunkami i sposobem przyznawania środków, co pozwala na bardziej precyzyjne dostosowanie wsparcia do potrzeb rynku. Pierwszym z modeli jest Flexibilitätsprämie, który przyznaje premię w wysokości 130 EUR za każdy dodatkowo zainstalowany kilowat. Przeznaczony jest on wyłącznie dla instalacjach uruchomionych przed 1 sierpnia 2014 r., a obliczanie premii odbywa się według poniższego wzoru:

Flexibilitätsprämie = Mocdodatkowa × 130 EUR/kW Mocdodatkowa = Moczainstalowana – (Mocnominalna × 1,1)

Nie marnuj swoich odpadów

Biogest Polska ul. Młynarska 29 58-300 Wałbrzych + 48 602 513 892 biuro@biogest-biogas.pl

zdj. Jacek Dach

Przed uzyskaniem certyfikatu dopuszczającego do wsparcia, instalacja musi przejść test

trzydniowego cyklu pracy, który potwierdzi jej zdolność do elastycznego zarządzania

produkcją energii

System ten obejmuje również instalacje produkujące biometan. W ich przypadku współczynnik wsparcia wynosi 1,6 zamiast standardowego 1,1, przy czym zainteresowanie tą formą premii wśród producentów biometanu pozostaje niewielkie. Biogazownie uruchomione po 1 sierpnia 2014 r. mogą natomiast ubiegać się o premię zwaną

Flexibilitätszuschlag, która przewiduje roczną dopłatę w wysokości 65 EUR za każdy zainstalowany kilowat mocy. Obecnie trwają jednak prace legislacyjne, które mogą zwiększyć tę kwotę nawet do 120 EUR.

Niezależnie od rodzaju dopłaty operatorzy instalacji biogazowych, którzy chcą uzyskać dodatkowe wsparcie za elastyczność, muszą spełnić szereg kryteriów określonych i sprawdzanych przez tzw. audytorów środowiskowych. Przykładowo, zgłoszona instalacja musi wykazać się wystarczającą pojemnością magazynów gazu i ciepła oraz odpowiednio dobraną mocą jednostki wytwórczej, umożliwiającą elastyczną pracę, w tym okresy przestoju i pracy przy obciążeniu częściowym. Dodatkowo, przed uzyskaniem certyfikatu dopuszczającego do wsparcia, instalacja musi przejść test trzydniowego cyklu pracy, który potwierdzi jej zdolność do elastycznego zarządzania produkcją energii. Po uzyskaniu zgody na eksploatację operator jest zobowiązany do prowadzenia precyzyjnych pomiarów oraz bilansowania ilości wytworzonej energii w interwałach 15-minutowych.

Premia za elastyczność to dodatkowy instrument wsparcia mający na celu nie tylko zachęcenie operatorów do inwestycji w zwiększenie elastyczności pracy instalacji biogazowych, ale również

poprawę ich rentowności. Jest to szczególnie istotne dla jednostek, którym kończy się 20-letni okres wsparcia w ramach ustawy EEG. Kwestia wygasania systemów wsparcia staje się jednym z najczęściej podnoszonych tematów w niemieckiej branży biogazu. Jak wskazują wypowiedzi ekspertów, wielu wytwórców, którzy nie uzyskają dalszej pomocy finansowej, może zostać zmuszonych do zamknięcia swoich instalacji. To z kolei grozi zaprzepaszczeniem dotychczasowych wysiłków na rzecz transformacji energetycznej i przejścia do gospodarki niskoemisyjnej. Co więcej, około 89% operatorów biogazowych wykorzystuje ciepło powstające przy produkcji prądu do zasilania sieci ciepłowniczych, które dostarczają ciepło do około 390 tys. gospodarstw domowych, a także do wielu publicznych budynków i firm. Zakończenie substytucji dla wielu instalacji biogazowych mogłoby zagrozić zatem tej formie zaopatrzenia w ciepło.

Choć ujemne ceny energii elektrycznej stanowią zjawisko odwrotne do tradycyjnych cen rynkowych, nie muszą one prowadzić do negatywnych konsekwencji. Wręcz przeciwnie – mogą pełnić rolę motywującą, stanowiąc bodziec dla producentów energii odnawialnej do bardziej dynamicznego reagowania na zmiany w dostępności źródeł odnawialnych w sieci oraz precyzyjnego dopasowywania produkcji do aktualnych potrzeb rynku. W kontekście tego zjawiska warto podkreślić, że pierwsze biogazownie szczytowe w Niemczech powstały dzięki modernizacji już istniejących jednostek liniowych, co stanowi przykład skutecznej adaptacji do zmieniającego się rynku energetycznego. W przyszłości podobne działania powinny być podejmowane również w Polsce, zwłaszcza że obserwacje rynkowe wskazują na liczne trudności związane z budową nowych biogazowni szczytowych, o czym pisaliśmy w poprzedni numerze. mgr inż. Aleksandra Łukomska Dynamic Biogas/ Uniwersytet Przyrodniczy w Poznaniu

ŹRÓDŁA:

1. akademia-fotowoltaiki.pl/ujemne-ceny-energii-elektrycznej; erneuerbare-bw.de/de/news/news-einzelansicht/biogasanlagen-droht-das-aus-branche-dringt-auf-verbesserungen; www.next-kraftwerke.de/wissen/flexibilitatspraemie.

BIOGAZ SERWIS

Certyfikowany podmiot, świadczący usługi w zakresie:

• montażu dachów membranowych i antyemisyjnych;

• uszczelniania zbiorników betonowych i metalowych folią HDPE, PP, FPP;

• serwisowania biogazowni rolniczych, przemysłowych, lagun, a także zgrzewania geomembran.

biogazserwis@gmail.com

biogaz-serwis.eu/

ZAPRASZAMY DO WSPÓŁPRACY

Ulgi dla biogazowni –jak z nich skorzystać?

Biogazownie stają się coraz bardziej istotnym elementem strategii energetycznej Polski. Z jednej strony wspierają produkcję energii odnawialnej, a z drugiej pomagają w ograniczeniu emisji gazów cieplarnianych oraz zarządzaniu odpadami. Inwestycje w biogazownie wiążą się z różnymi aspektami finansowopodatkowymi, które warto dokładnie zrozumieć.

ULGI PODATKOWE

DLA INWESTUJĄCYCH W BIOGAZOWNIE

Ulga inwestycyjna

Inwestujący w biogazownie będący podatnikami podatku rolnego, mogą skorzystać przede wszystkim z ulgi inwestycyjnej, która pozwala na odliczenie od należnego podatku rolnego 25% poniesionych nakładów inwestycyjnych. Ulga jest przyznawana na wniosek rolnika po zakończeniu inwestycji i jest dostępna na okres do 15 lat. Wydatki kwalifikujące się do ulgi obejmują m.in. zakup i instalację urządzeń do wykorzystania naturalnych źródeł energii, takich jak biogaz.

Przykład: Rolnik zainwestował 200 tys. zł w budowę biogazowni. Po zakończeniu inwestycji i złożeniu wniosku o ulgę, rolnik może odliczyć 25% poniesionych kosztów, czyli 50 tys. zł, od podatku rolnego.

Ulga badawczo-rozwojowa Działalność w zakresie odnawialnych źródeł energii w wielu przypadkach może także kwalifikować się do korzyści podatkowych wynikających z dobrze znanej polskim przedsiębiorcom ulgi badawczo-rozwojowej. Biogazownie, poprzez swoją innowacyjność i wkład w rozwój ekologicznych rozwiązań energetycznych, mogą być traktowane jako działalność

innowacyjna, spełniająca kryteria działalności badawczo-rozwojowej.

Przedmiotowa preferencja uprawnia podatników do dodatkowego odliczenia od podstawy opodatkowania nawet do 200% wydatków poniesionych na działalność B+R, zaliczonych uprzednio do kosztów uzyskania przychodów. Korzyść podatkowa może być znaczna, dlatego warto, aby przedsiębiorcy prowadzący działalność w tym obszarze przeanalizowali ją pod kątem spełniania warunków do skorzystania z ulgi B+R.

DOTACJE I PROGRAMY WSPARCIA

W Polsce dostępne są również programy wsparcia krajowe i unijne, oferujące dotacje i preferencyjne warunki kredytowe dla inwestycji w biogazownie. Programy te mogą znacząco obniżyć koszty inwestycji i przyspieszyć zwrot z inwestycji.

AMORTYZACJA BIOGAZOWNI

Biogazownie są zaliczane do środków trwałych, które podlegają amortyzacji. W zależności od specyfiki instalacji oraz maszyn wchodzących w jej skład, biogazownia powinna zostać odpowiednio zaklasyfikowana według grupowania Klasyfikacji Środków Trwałych (KŚT),

co pozwala na zastosowanie odpowiednich stawek amortyzacyjnych.

Standardowe stawki amortyzacyjne dla biogazowni lub jej części składowych wynoszą od 7% do 10% rocznie. Warto w tym kontekście zwrócić jednak uwagę na ostatnią interpretację indywidualną Dyrektora KIS z 11 czerwca 2024 r. (sygn. 0111-KDIB1-1.4010.222.2024.1.BS), który potwierdził, że instalacja biogazowni może być amortyzowana stawką 10% w skali rocznej, jako należąca do grupy 2 – Budowle oraz obiekty, rodzaj 211 – „Przewody sieci technologicznych wewnątrzzakładowych” (choć klasyfikacja ta nie podlegała ocenie organu).

W pewnych przypadkach możliwe jest także zastosowanie amortyzacji degresywnej, która pozwala na szybsze odpisy amortyzacyjne w pierwszych latach użytkowania instalacji.

OPODATKOWANIE ZAKUPU KOMPONENTÓW

VAT na zakup komponentów Zakup komponentów do budowy biogazowni, takich jak reaktory, zbiorniki i systemy rurociągów, jest zasadniczo obciążony standardową stawką VAT w wysokości 23%. Jednak w przypadku rolników ryczałtowych należy pamiętać o możliwości zwrotu części VAT za zakupione materiały i urządzenia.

Koszty uzyskania przychodów

Koszty zakupu i montażu biogazowni mogą być zaliczone do kosztów uzyskania przychodów, co obniża podstawę opodatkowania dochodu. Jest to szczególnie korzystne dla przedsiębiorstw, które mogą w ten sposób zmniejszyć swoje zobowiązania podatkowe.

OPODATKOWANIE PODATKIEM

DOCHODOWYM SPRZEDAŻY

ENERGII Z BIOGAZU

Dochody uzyskane ze sprzedaży energii elektrycznej i cieplnej produkowanej z biogazu są opodatkowane podatkiem dochodowym. Dla osób fizycznych są one traktowane jako przychód z innych źródeł, bądź też jako przychód z działalności gospodarczej opodatkowany według skali podatkowej (12% lub 32%), podatkiem liniowym (19%) lub też ryczałtem

od przychodów ewidencjonowanych. Powyższe potwierdził Dyrektor KIS uznając, że przychody uzyskane ze sprzedaży energii elektrycznej pochodzącej z biogazu rolniczego wytworzonego w mikroinstalacji nie kwalifikują się jako przychody z działalności rolniczej, a tym samym podlegają opodatkowaniu podatkiem dochodowym od osób fizycznych na zasadach ogólnych. Organ stwierdził, że proces wytwarzania energii elektrycznej z biogazu nie stanowił działalności rolniczej, ponieważ nie polegał na bezpośrednim wykorzystaniu produktów rolnych w ich naturalnym stanie. Tym samym, na podstawie art. 10 ust. 1 i art. 20 ust. 1 ustawy o podatku dochodowym od osób fizycznych, sprzedaż energii elektrycznej pochodzącej z biogazu rolniczego jest traktowana jako przychód z innych źródeł i podlega opodatkowaniu na zasadach ogólnych (Interpretacja indywidualna z 18 stycznia 2024 r., sygn. 0115-KDIT3.4011.620.2023.5.KP).

NOWE REGULACJE I UŁATWIENIA

Ustawa z 13 lipca 2023 r. o ułatwieniach w przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie biogazowni rolniczych wprowadziła szereg ułatwień dla inwestorów. Nowe przepisy uprościły proces wydawania pozwoleń na budowę biogazowni, a także ich przyłączania do sieci energetycznej. Dodatkowo, biogazownie rolnicze zlokalizowane na terenach wiejskich zostały zwolnione z obowiązku zmiany przeznaczenia gruntów oraz ich wyłączenia z produkcji rolnej.

Dlaczego warto inwestować?

Inwestycje w biogazownie stanowią doskonałą okazję dla rolników i przedsiębiorców, którzy chcą przyczynić się do rozwoju odnawialnych źródeł energii, a jednocześnie skorzystać z dostępnych ulg podatkowych, preferencji amortyzacyjnych i programów wsparcia. Dobrze zaplanowana inwestycja może znacząco poprawić rentowność gospodarstwa i przynieść korzyści ekologiczne. Kluczowe jest jednak dokładne zapoznanie się ze wszystkimi regulacjami oraz wymogami podatkowymi, aby w pełni wykorzystać dostępne ulgi.

Ewa Flor

Doradca podatkowy, właścicielka kancelarii: www.ewaflor.pl

GAZ-SYSTEM jest gotowy na biometan

W związku z coraz większymi wysiłkami podejmowanymi na rzecz transformacji energetycznej bardzo istotne miejsce w strategii GAZ-SYSTEM zajmuje rozwój rynku biometanu. Ten odnawialny gaz – z uwagi na właściwości tożsame z metanem1 –może z łatwością zastąpić gaz ziemny w instalacjach odbiorców przyłączonych do systemu przesyłowego, a także do sieci dystrybucyjnych.

Zastosowanie biometanu nie wymaga szczególnych zmian technologicznych ani dostosowania infrastruktury przesyłowej. Zwiększenie udziału biometanu w krajowym systemie przesyłowym pozwoli na zmniejszenie emisyjności w prowadzonych procesach oraz pozytywnie wpłynie na krajowy miks energetyczny, również poprzez jego wykorzystanie w blokach gazowo-parowych, których elastyczna praca jest istotna dla utrzymania i stabilizacji systemu

elektroenergetycznego. Co więcej, w ramach działań związanych z dekarbonizacją własnej działalności przewidujemy także zastąpienie gazu ziemnego biometanem, który byłby wykorzystywany jako paliwo np. w tłoczniach sieci przesyłowej.

Widzimy potencjał zastosowania gazów odnawialnych, dlatego jesteśmy aktywnym uczestnikiem rynku biometanu w Polsce. W ramach tych działań dwukrotnie zorganizowaliśmy warsztaty „Biometan

Mapa gazociągów GAZ-SYSTEM

12 1 5 1km

DŁUGOŚĆ SIECI PRZESYŁOWEJ

8 40 STACJI GAZOWYCH

14 TŁOCZNI GAZU

16,9 mld m 3 /r

ILOŚĆ PRZESŁANEGO GAZU ZIEMNEGO

19, 7 mld m 3 /r

ILOŚĆ PRZESŁANEGO GAZU ZIEMNEGO

Z UWZGLĘDNIENIEM EKSPORTU ORAZ ZATŁACZANIA PMG

100% UDZIAŁÓW SKARBU PAŃSTWA

TERMINAL LNG W ŚWINOUJŚCIU

8 , 3 mld m 3 /r

PRZEPUSTOWOŚĆ REGAZYFIKACJI

https://mapa.gaz-system.pl/

w Krajowym Systemie Przesyłowym” inicjujące dyskusję między inwestorami, operatorami systemów dystrybucyjnych gazu i przedsiębiorstwami zajmującymi się obrotem biometanu lub bioLNG, na temat praktycznych aspektów tworzenia rynku biometanu w Polsce i możliwości przesyłania go krajową siecią przesyłową. Materiały ze spotkań dostępne są na naszej stronie internetowej: www.gaz-system.pl/pl/dla-klientow/baza-wiedzy/konferencje.

Angażujemy się w unijny i krajowy proces legislacyjny dotyczący biometanu. Przedstawiciele

GAZ-SYSTEM biorą aktywny udział w pracach organizacji branżowych w obszarze biometanu na forum europejskim oraz krajowym. Współpracujemy również z operatorami przesyłowymi innych krajów, dzięki czemu mamy możliwość dzielenia się wiedzą i doświadczeniami oraz wdrażania sprawdzonych już rozwiązań.

W systemie przesyłowym GAZ-SYSTEM, liczącym ponad 12 tys. km nie przewidujemy problemów z chłonnością, które mogłyby zmniejszyć możliwości wprowadzania biometanu.

Zagadnieniem często omawianym na licznych spotkaniach z interesariuszami rynku biometanu są wymagania jakościowe paliwa gazowego wprowadzanego do Krajowego Systemu Przesyłowego. Warto nadmienić, że dotyczą one zarówno gazu wprowadzanego do sieci (w tym biometanu), jak również jakości gwarantowanej odbiorcom końcowym zasilanym bezpośrednio lub pośrednio z systemu przesyłowego.

Wartości tych parametrów określone są w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej, w pkt. 3.3

Parametry jakościowe paliwa gazowego.

Wymagania dotyczące jakości przesyłanego gazu znajdują się na stronie internetowej naszej spółki, pod adresem: www.gaz-system.pl/pl/dla-klientow/uslugi-w-ksp/jakosc-paliwa-gazowego-ksp. Istotne jest, że wartość ciepła spalania paliwa gazowego HSN przesyłanego w systemie przesyłowym dla gazu ziemnego wysokometanowego (E) wymagana jest na poziomie nie niższym niż HSNmin= 38,0 MJ/m3, natomiast liczba Wobbego powinna być w przedziale 45,0 – 56,9 MJ/m3. Wartości te obowiązują w każdym obszarze sieci gazu wysokometanowego. Zatem dobrze oczyszczony biometan spełnia te wymagania bez konieczności dodawania cięższych węglowodorów, co pozwala zachować dobre parametry dotyczące emisyjności w certyfikatach zrównoważonego rozwoju.

Kolejną sprawą często dyskutowaną z producentami biometanu jest kwestia dostarczenia biometanu do sieci przesyłowej w kontekście odległości pomiędzy lokalizacjami instalacji wytwórczych a lokalizacją gazociągów. W związku z tym podjęliśmy działania dotyczące opracowania rozwiązania alternatywnego dla tradycyjnego, bezpośredniego przyłączenia instalacji wytwarzających biometan, jakim jest „punkt zbiorczy”. Obecnie w GAZ-SYSTEM przygotowywana jest Koncepcja funkcjonalno-techniczna punktu zbiorczego zatłaczania biometanu do sieci

zdj. archiwum GAZ

Produkcja biometanu

Punkt zbiorczy, zatłaczanie do KSP 3

Koncepcja Punktu zbiorczego zatłaczania biometanu do sieci przesyłowej

Koncepcja punktu zbiorczego zatłaczania biomatanu do sieci przesyłowej

Zrównoważone zasoby rolne Biometanownie

Produkcja biometanu

2

Dostawy do punktu zbiorczego

Zrównoważone zasoby rolne Biometanownie Transport

Dostawy do punktu zbiorczego 1

Punkt zbiorczy, zatłaczanie do KSP 3

GAZ-SYSTEM S.A.

Jest spółką z ponad 20-letnim doświadczeniem i stuprocentowym udziałem Skarbu Państwa, zapewniającą utrzymanie ciągłego i niezawodnego przesyłu gazu w Polsce. Do jej głównych zadań należy świadczenie usług przesyłania paliw gazowych pomiędzy punktami systemu przesyłowego na zlecenie klientów, utrzymanie i modernizacja istniejącej infrastruktury oraz realizacja nowych inwestycji, które zapewnią bezpieczeństwo dostaw gazu w skali całego kraju. Dziś krajowy system przesyłowy umożliwia przesył gazu (a więc także i biometanu) nie tylko ze źródeł krajowych, ale także zapewnia dostęp do innych rynków gazu w Europie. Polski system przesyłowy jest połączony z krajami ościennymi, co daje wiele możliwości dla uczestników rynku.

przesyłowej. Szacujemy, że prace w tym zakresie potrwają do końca maja bieżącego roku.

Punkt zbiorczy, czyli miejsce umożliwiające wprowadzanie do systemu przesyłowego biometanu dostarczonego do tego punktu w sposób inny niż gazociągiem tj. dowożonego transportem drogowym jako CNG. Opracowanie modelowego rozwiązania pozwoli nam na uruchomienie konsultacji z rynkiem i zbadanie zainteresowania potencjalnych producentów biometanu

Gaz odnawialny dostępny dla przemysłu, budownictwa mieszkaniowego i rynku transportu 4

Punkt zbiorczy

Gaz odnawialny dostępny dla przemysłu, budownictwa mieszkaniowego i rynku 4

Odbiorcy końcowi gazu odnawialnego

Odbiorcy końcowi gazu odnawialnego

korzystaniem z takiego puntu zbiorczego. Mamy nadzieję, że rozwiązanie to ułatwi proces inwestycyjny biometanowni, eliminując potrzebę budowy gazociągu łączącego instalację z siecią gazową. Jednocześnie zakładamy, że z pojedynczego punktu zbiorczego będzie mogło korzystać kilka biometanowni, co ograniczy koszty jednostkowe dla każdej z nich. Obie kwestie przyczynią się w naszej ocenie do rozwoju rynku biometanu i zazielenianiu sieci gazowych w kraju. Takie rozwiązania z powodzeniem funkcjonują już m.in. w Irlandii, Wielkiej Brytanii, Łotwie i Litwie. Podstawowe zasady świadczenia usług przez

GAZ-SYSTEM zawarte są w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (IRiESP) i Taryfie. Dokumenty te, i wiele innych dodatkowych materiałów, dostępnych jest na naszej stronie internetowej: www.gaz-system.pl/pl/dla-klientow. W kolejnym artykule przybliżymy, jak wygląda proces przyłączania biometanowni do sieci przesyłowej. Już teraz zapraszamy do odwiedzenia naszej strony firmowej, gdzie zamieszone są informacje dotyczące przyłączeń: www.gaz-system.pl/pl/dla-klientow/uslugi-w-ksp/przylaczenie-do-ksp. Anna Kośla, Stanisław Brzęczkowski

PRZYPISY:

1 Pod względem chemicznym biometan i metan, który jest głównym składnikiem gazu ziemnego, to ta sama substancja. Różni je tylko pochodzenie.

Punkt zbiorczy

Inwestycje w biometan wspierają europejską transformację

Sytuacja polityczna zmusiła Europę do zaprzestania importu paliw z Rosji, co dowiodło, że są do wykorzystania możliwości, które pomogą uniezależnić się od Wielkich tego świata.

/ Inwestycja VIDA bioenergy – zakład operacyjny w Glentham zdj. Future

Nawet jeśli samowystarczalność Europy to mrzonki, poszczególne kraje mocno stawiają na biometan, i to nie tylko ten z Ukrainy. W wielu z nich realizowane są inwestycje o różnych skalach, ale pozwalające na uniezależnienie się regionów od globalnych dostawców.

Włosi uzyskują biometan z odpadów Już pół roku z powodzeniem funkcjonuje pierwsza we Włoszech biometanownia bazująca na

składowisku odpadów w Taranto (Apulia). Zakład ma wydajność 440 m3 gazu na godzinę, a jego poszczególne elementy to system uszlachetniania biogazu oraz jednostka redukcji azotu. Eksperci z niemieckiego ETW Energetic wspólnie ze swoim włoskim partnerem firmą Rannieri Tonisi tłumaczą, że biogaz wysypiskowy jest szczególnie trudny. Gaz składowiskowy ma wysoką zawartość N2 – przez to nie może być wykorzystywany bezpośrednio. Samo składowisko powstaje latami i zbudowane jest z różnego

rodzaju odpadów, w różnym stanie rozkładu - stąd gaz ma różną jakość, a także różną objętość. Dlatego musi on być poddawany szczególnej obróbce, by spełnić wymagania co do zastosowania w kogeneracji, jak i do produkcji biometanu. Co więcej wydaje się, że biometan wysypiskowy jest dobrym rozwiązaniem dla zarządców tego rodzaju obiektów, które nie są w stanie wykorzystać całego wyprodukowanego gazu na własne potrzeby. Pierwsza włoska biometanownia na składowisku odpadów składa się z sześciu kontenerów, a powstała zaledwie w cztery miesiące.

Rolnicy i przetwórcy w Normandii postawili na biometan z TotalEnergies W Normandii uruchomiona została regionalna biometanownia – BioNorris, ósmy obiekt TotalEnergies we Francji. Powstanie BioNorrois jest wynikiem konsultacji ze wszystkimi lokalnymi interesariuszami, w tym ponad 130 rolnikami i przedstawicielami przemysłu rolno-spożywczego, a także lokalnymi administracjami i urzędnikami, co pozwoliło na dostosowanie projektu do potrzeb danego regionu. Partnerem projektu jest grupa cukrownicza Cristal Union, która jest jednocześnie 10-procentowym udziałowcem. CU dostarczać będzie do zakładu produkcji biometanu miąższ buraczany. Będzie on stanowił aż 80% ze 185 tys. t wykorzystywanych materiałów organicznych. 150 tys. t pofermentu produkowanego rocznie przez jednostkę zostanie w pełni wykorzystane przez Cristal Union i normandzką spółdzielnię NatUp, której członkami są lokalni farmerzy. Poferment ma wesprzeć ich w przejściu na stosowanie zrównoważonych nawozów. BioNorrois będzie produkować 153 GWh biometanu, co wystarczy na zaopatrzenie 30 tys. mieszkańców i pomoże uniknąć emisji 30 tys. t CO2 rocznie.

Pierwsza niedotowana biometanownia

zasili AstraZeneca

Future Biogas i AstraZeneca poinformowały, że ich wspólne przedsięwzięcie, fabryka biometanu - jest gotowa do pracy. Biometanownia będzie dostarczać czyste ciepło do wszystkich pracowni badawczo-rozwojowych i produkcyjnych AstraZeneca w Wielkiej Brytanii, wspierając zrównoważoną produkcję leków. Surowce do produkcji biometanu pochodzić będą z pobliskich gospodarstw dzięki podpisanym z rolnikami 5-letnim umowom.

Elektrownia Moor Bioenergy w Lincolnshire będzie dostarczać 100 GWh energii odnawialnej rocznie do AstraZeneca UK, co stanowi 20% całkowitego globalnego zużycia gazu przez tę firmę i pozwoli wyeliminować emisję około 18 tys. t ekwiwalentu CO2 rocznie - ze spalania gazu kopalnego. Zakład wykorzystuje również innowacyjną technologię wychwytywania CO2, która zbiera go podczas wytwarzania biometanu. Ten CO2 może być ponownie wykorzystany w innych gałęziach przemysłu lub w dłuższej perspektywie może być trwale geologicznie sekwestrowany pod ziemią. Ważną informacją jest, że Moor Bioenergy została wybudowana bez państwowych subsydiów.

Nowy dostawca biometanu do brytyjskiej sieci VIDA bioenergy (VTTI BV) ogłosiła, że jej zakład w Glentham w Wielkiej Brytanii dostarczył swój pierwszy biometan do krajowego systemu przesyłowego. Zakład, którego budowa rozpoczęła się w 2023 r. będzie produkował ponad 60 GWh biometanu rocznie, co stanowi wystarczającą ilość energii do ogrzania ponad 5200 domów. W Glentham przetwarzane są odpady z rolnictwa: słoma, obornik kurzy i odpady ziemniaczane. Oprócz biometanu zakład będzie produkować ciekły CO2 i poferment. VIDA bioenergy rozpoczęła też budowę zakładu w Wormslade i ma ambicje stać się wiodącym producentem biometanu w Europie - realizując projekty w Holandii, Wielkiej Brytanii i Polsce.

W Hiszpanii powstanie 30 biometanowni do 2030 roku

Plan inwestycyjny o wartości 600 mln EUR w postaci budowy nawet 30 biometanowni w całej Hiszpanii, głównie w regionach Andaluzji, Katalonii i Galicji ogłosiła firma Moeve. Biometan produkowany będzie z odpadów rolniczych i zwierzęcych. – Produkcja odpowiadająca ilości energii wystarczającej dla 568 tys. gospodarstw domowych, pozwoli na ponowne wykorzystanie 10 mln t odpadów rocznie i zapobiegnie emisji 728 tys. t CO2 rocznie, co odpowiada zasadzeniu 48,5 mln drzew –poinformowała firma. Moeve przy budowie pierwszych 5 biometanowni współpracuje z firmami takimi jak Kira Ventures i PreZero oraz InproEner. Uruchomienie tych zakładów planowane jest na lata 2028–2029. Każdy z nich ma produkować ok. 50 GWh rocznie. Opracowała Beata Klimczak

DODATEK

Biogazownia przy oczyszczalni ścieków – inwestycja krok po kroku

Biogazownie komunalne budowane przy oczyszczalniach ścieków stanowią istotny element szeroko rozumianej gospodarki obiegu zamkniętego, pozwalając na efektywne i energetyczne wykorzystanie osadów ściekowych do produkcji biogazu, a następnie energii elektrycznej i ciepła.

Energia

elektryczna uzyskana z procesu fermentacji może być wykorzystywana do zasilania oczyszczalni lub sprzedawana do sieci energetycznej.

Dodatkowo (a najczęściej jest to najważniejszym aspektem) redukcja objętości osadów pozwala na zmniejszenie kosztów ich utylizacji, ograniczając jednocześnie emisję gazów cieplarnianych i nieprzyjemnych zapachów. Aby inwestycja w biogazownię była efektywna, kluczowe jest odpowiednie zaplanowanie procesu inwestycyjnego i projektowego.

Proces inwestycyjny biogazowni

Proces inwestycyjny realizacji tego typu instalacji zaczyna się standardowo od analizy wykonalności projektu. Obejmuje ona przede wszystkim ocenę potencjału surowcowego, to znaczy ilości i jakości osadów ściekowych oraz określenia możliwości uzupełniania wsadu innymi odpadami organicznymi, np. tłuszczami odpadowymi, które zwiększą ilość produkowanego biogazu. Kolejnym krokiem jest wykonanie dopasowanej do potrzeb inwestora koncepcji techniczno-technologicznej oraz studium opłacalności inwestycji. Na podstawie dotychczasowych doświadczeń wydaje się, że dobrze przepracowany proces koncepcji jest kluczowy dla wszystkich pozostałych etapów. To właśnie tutaj decyduje się najczęściej o:

4 zaplanowaniu właściwej lokalizacji i integracji z istniejącą oczyszczalnią, 4 możliwości transportu surowców zewnętrznych oraz możliwościach zagospodarowania pozostałości pofermentacyjnych, 4 doborze odpowiedniej technologii fermentacji, 4 określeniu bilansu energetycznego całej instalacji, 4 doborze systemów oczyszczania biogazu i jego wykorzystania (kogeneracja, wprowadzenie do sieci gazowej, produkcja biometanu).

Rozbudowane koncepcje techniczno-technologiczne obejmują również wytyczne i parametry potrzebne do przygotowania dokumentacji środowiskowej, ale również określają już na tym etapie objętości i wymiary komór fermentacyjnych wraz z określeniem systemu mieszania, określenie objętości magazynowych surowców i systemu obróbki wstępnej substratów, a także alternatywnie możliwości magazynowania biogazu.

Studium obejmuje analizę kosztów i korzyści, w tym dochodów ze sprzedaży energii oraz możliwych do

Do 2045 r. oczyszczalnie o wydajności min. 10 tys. RLM powinny stać się zakładami

uzyskania dotacji. Na koniec analizy wykonalności pozostaje wybór modelu finansowania, który może opierać się o fundusze unijne, kredyty, partnerstwo publiczno-prywatne, lub leasing technologiczny.

Po etapie analizy wykonalności projektu, kolejnym krokiem i niejednokrotnie wyzwaniem, staje się uzyskanie odpowiednich pozwoleń i decyzji – przede wszystkim środowiskowych. Tutaj istotną kwestią jest możliwość wykorzystania dostępnej już infrastruktury technicznej i realizacja biogazowni przy istniejących oczyszczalniach ścieków. Powoduje to często zdecydowanie mniejsze opory i protesty społeczne mieszkańców, dla których realizacja biogazowni wpływa na zmniejszenie uciążliwości zapachowych.

Po uzyskaniu decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach dla realizacji przedsięwzięcia, następnym krokiem jest uzyskanie warunków przyłączenia do sieci elektroenergetycznej. Tutaj kolejną zaletą może być przede wszystkim wykorzystanie produkowanej energii na potrzeby własne, szczególnie mając na uwadze, że do roku 2045 oczyszczalnie o wydajności min. 10 tys. RLM powinny stać się zakładami neutralnymi energetycznie.

Ostatni etap inwestycji to postępowanie przetargowe i wybór wykonawcy. Na tym etapie na pewno warto rozważyć przygotowanie postępowania w oparciu o wcześniej wykonany projekt lub odpowiednio wcześnie przygotować Program funkcjonalno-użytkowy oraz określić szczegółowe warunki zamówienia. Warto również na etapie postępowania przetargowego na wybór generalnego wykonawcy rozważyć wybór nadzoru inwestorskiego, który będzie ze strony zamawiającego odpowiadał za kontrolę jakości realizacji projektu, w tym inspekcje etapowe. Po uruchomieniu i odebraniu inwestycji pozostaje monitorowanie i kontrola pracy biogazowni w czasie rzeczywistym oraz na podstawie własnych doświadczeń podejmowanie decyzji o możliwości rozbudowy i skalowalności technologii,

uwzględniającej wzrost produkcji osadów w przyszłości. Kluczowym aspektem jest również bieżąca analiza efektywności energetycznej i sposoby jej poprawy, np. poprzez dodatkowy odzysk ciepła.

Interesujące może być również zastosowanie nowoczesnych systemów IT do sterowania i optymalizacji pracy biogazowni.

Kluczowe aspekty i wyzwania

Poniżej zebrano kluczowe aspekty i wyzwania jakie stoją przed przyszłymi inwestorami biogazowymi w branży komunalnej, nie tylko związanej z oczyszczalniami ścieków:

4 Stabilność dostaw surowca – ilość i jakość osadów ściekowych powinny być stabilne dla utrzymania efektywności fermentacji.

4 Zintegrowanie z oczyszczalnią ścieków – system powinien współpracować z istniejącymi instalacjami w sposób efektywny.

4 Aspekty ekologiczne – należy minimalizować emisję odorów oraz zarządzać produktami ubocznymi fermentacji.

4 Optymalizacja ekonomiczna – wybór odpowiednich technologii może wpłynąć na czas zwrotu inwestycji.

4 Dostęp do dofinansowań – możliwości uzyskania wsparcia finansowego na inwestycje związane z produkcją biogazu.

4 Edukacja i akceptacja społeczna – odpowiednia komunikacja z mieszkańcami może ułatwić realizację inwestycji.

Budowa biogazowni komunalnej przy oczyszczalni ścieków to inwestycja wymagająca starannego planowania i analizy ekonomicznej. Kluczowe jest uzyskanie odpowiednich pozwoleń, dobór technologii i zapewnienie efektywnego zarządzania procesem fermentacji. Prawidłowo zaprojektowana biogazownia nie tylko pozwala obniżyć koszty eksploatacyjne oczyszczalni, ale również przyczynia się do zredukowania emisji gazów cieplarnianych oraz emisji nieprzyjemnych zapachów, ale również wpływa na zwiększenie neutralności energetycznej Zakładu. Dodatkowo, odpowiednie zarządzanie osadami oraz produktami ubocznymi fermentacji pozwala na ich dalsze wykorzystanie w rolnictwie i energetyce.

dr inż. Kamil Kozłowski Biogas Technology Sp. z o.o.

W ostatnich latach rynek biogazu w Europie i w Polsce jest coraz bardziej popularny. Wiąże się to z rosnącymi cenami energii, a w szczególności gazu ziemnego. Szukając alternatywnych źródeł energii biogaz został dostrzeżony jako jeden z surowców do produkcji zarówno energii, jak też nawozów mineralnych i syntetycznych. Tę popularność biogazu zauważyli eksploatatorzy komunalnych i przemysłowych oczyszczalni ścieków, którzy zaczęli modernizować swoje obiekty pod kątem możliwości produkcji i odzysku tego surowca z osadów. Jednym z przykładów takiego przedsięwzięcia jest Spółka Wodna Łeba.

W ramach realizacji projektu „Wdrożenie innowacji w zakresie energetyczno-nawozowego przetwarzania osadów ściekowych i odpadów biodegradowalnych, redukujących negatywny wpływ na środowisko w nadmorskim regionie

turystycznym” Spółka wykonała kompletny węzeł fermentacji metanowej wraz ze stacją dozowania i homogenizacji kosubstratów. Firma Alfa Laval dostarczyła zagęszczarkę taśmową oraz wirówkę dekantacyjną. Urządzenia te służą do obróbki osadu, z którego w procesie fermentacji wytwarzany jest biogaz.

W swojej ofercie Alfa Laval posiada również spiralne wymienniki ciepła, które doskonale sprawdzają się do podgrzewania oraz utrzymywania odpowiedniej temperatury w fermentatorach.

Nowym trendem na polskim rynku biogazowni rolniczych jest odwirowywanie pofermentu na wirówkach dekantacyjnych, których firma Alfa Laval jest wiodącym producentem. W celu uzyskania szczegółowych informacji prosimy o bezpośredni kontakt z przedstawicielstwem firmy w Polsce.

Alfa Laval Polska Sp. z o.o. Marynarska 15, 02-674 Warszawa tel: +48223366464, poland.info@alfalaval.com

Możliwość produkcji biogazu z osadów ściekowych –przykład oczyszczalni „Aqua”

Bielsko-Biała

Wykorzystanie osadów ściekowych w celach energetycznych polega na prowadzeniu fermentacji metanowej, w wyniku której otrzymuje się wysokoenergetyczny biogaz oraz osad pofermentacyjny. Produkowany w oczyszczalniach ścieków biogaz, znajduje zastosowanie przede wszystkim w układach kogeneracyjnych, do produkcji ciepła i energii elektrycznej lub w kotłach urządzeń ciepłowniczych.

Powstała w ten sposób energia może być zużywana na potrzeby własne pracy oczyszczalni, w tym: 4 utrzymywanie wymaganej temperatury prowadzenia fermentacji metanowej, 4 ogrzewanie wnętrz w oczyszczalni, 4 zasilanie urządzeń elektrycznych np. pompy i sprężarki.

Na rys. 1 przedstawiono liczbę biogazowni komunalnych o określonej zainstalowanej mocy elektrycznej. Biorąc pod uwagę zainstalowaną moc elektryczną na biogazowniach komunalnych można stwierdzić, że najwięcej jest obiektów małych o mocy elektrycznej poniżej 1 MW. Najwięcej jest biogazowni o mocy w przedziale 0,21-0,40 MW (46 obiektów).

Rys. 1. Liczba biogazowni komunalnych o określonej zainstalowanej mocy elektrycznej

biogazowni komunalnych [szt]

Zainstalowana moc elektryczna [MW]

Liczba

/ Zainstalowana moc elektryczna instalacji biogazowej w oczyszczalni Komorowice przekracza 1 MW (1,158 MW)

W przypadku dużych oczyszczalni ścieków również produkcja biogazu jest odpowiednio wysoka, co pozwala uzyskać zainstalowane moce elektryczne na poziomie kilku MW. Największa biogazownia (5,66 MW) przetwarzająca osady ściekowe jest eksploatowana przez Miejskie Przedsiębiorstwo Wodociągów i Kanalizacji w Warszawie. Nieco mniejsza (3,64 MW), jest

użytkowana przez Grupową Oczyszczalnię Ścieków w Łodzi. Jednak zdecydowanie więcej jest obiektów mniejszych.

Biogazownia w Komorowicach Przykładem mniejszej instalacji jest biogazownia, w której pozyskuje się biogaz z osadów ściekowych

Tab. 1. Podstawowe statystyki opisowe ilości wyprodukowanego i wykorzystanego biogazu w oczyszczalni „Aqua” w  Komorowicach

zdj. R. Wesołowski

BIOGAZ W BRANŻY

/ Oczyszczalnia ścieków i instalacji produkcji biogazu w Komorowicach

w oczyszczalni Komorowice, której zainstalowanamoc elektryczna przekracza 1 MW (1,158 MW). Do fermentacji osadów ściekowych wykorzystywane są trzy wydzielone komory fermentacyjne (WKF). Do ogrzewania komór fermentacyjnych służą spiralne wymienniki ciepła. W procesie wydziela się biogaz, który magazynowany jest w zbiorniku. Biogaz z WKF odprowadzany jest do zbiornika biogazu poprzez odsiarczalnik z wypełnieniem odsiarczającym w postaci węgla aktywnego. Wymiana wypełnienia odsiarczającego odbywa się w przypadku, gdy ilość siarkowodoru w biogazie na wylocie z odsiarczalnika przekracza dopuszczalną normę. Zbiornik biogazu pełni funkcję magazynowania biogazu przed jego zagospodarowaniem w agregatach kogeneracyjnych lub kotłach gazowych. Jest to membranowy zbiornik biogazu o pojemności 2100 m3. Wykonany jest w kształcie ściętej sfery z tworzywa poliestrowego powlekanego PVC odpornego na działanie promieni UV. Ciśnienie

zdj. R. Wesołowski (2)

robocze w zbiorniku biogazu wynosi 15 mbar (1,5 kPa) i jest utrzymywane dzięki nadciśnieniu w przestrzeni pomiędzy powłoką zewnętrzną i wewnętrzną. Instalacja biogazu została wyposażona w komory połączeniowe z automatycznym odwadnianiem instalacji. Biogaz ujmowany w zbiorniku gazu doprowadzany jest do budynku agregatów kogeneracyjnych, gdzie zainstalowane są dwa agregaty kogeneracyjne o mocy elektrycznej 190 i 365 kW. Agregaty spalając biogaz wytwarzają energię elektryczną do sieci zewnętrznej oraz energię cieplną do zasilania w ciepło technologiczne urządzeń do podgrzewania osadu. Dodatkowym źródłem ciepła dla potrzeb technologicznych przeróbki osadu w WKF jest ciepło pochodzące ze spalania biogazu w dwóch kotłach o mocy 500 kW każdy. W przypadku niewystarczającej ilości biogazu istnieje możliwość spalania w kotłach gazu ziemnego.

Dane zawarte w tabeli przedstawiają podstawowe statystyki dotyczące ilości wyprodukowanego biogazu oraz jego wykorzystania w agregatach prądotwórczych i kotłach. Średnia miesięczna produkcja biogazu wynosi 127 411 m³, co wskazuje na stabilny proces fermentacji osadów ściekowych. Najmniejsza zanotowana produkcja to 85 910 m³/m-c, natomiast maksymalna wartość wyniosła 181 390 m³/m-c, co daje rozstęp na poziomie 95 480 m³/m-c. Odchylenie standardowe (22 869,8 m³/m-c) oraz współczynnik zmienności (0,18) sugerują umiarkowaną zmienność produkcji biogazu, co oznacza, że nie występują drastyczne wahania w jego ilości. Średnia ilość biogazu zużywana przez agregaty prądotwórcze wynosi

123 318 m³/m-c, co wskazuje, że większość wyprodukowanego biogazu jest wykorzystywana do wytwarzania energii elektrycznej. Minimalna wartość to 44 107 m³/m-c, a maksymalna sięga 181 933 m³/m-c, co oznacza duży rozstęp na poziomie 137 826 m³/m-c. Średnie miesięczne zużycie biogazu w kotłach jest stosunkowo niskie i wynosi 3 389 m³/m-c

Dane przedstawione w tabeli opisują jakość biogazu wytwarzanego z osadów ściekowych w oczyszczalni. Analiza statystyczna obejmuje wartość opałową biogazu oraz jego składniki – metan (CH4), dwutlenek węgla (CO2) i siarkowodór (H2S). Średnia wartość opałowa biogazu wynosi

Tab. 2. Podstawowe statystyki opisowe jakości biogazu wytwarzanego z osadów ściekowych w oczyszczalni „Aqua” Bielsko-Biała w Komorowicach

4 885 kcal/m³, co wskazuje na wysoką jakość energetyczną biogazu. Wartość ta waha się w zakresie od 4 277 kcal/m³ do 5 370 kcal/m³, co oznacza rozstęp równy 1 093 kcal/m³. Średnia zawartość metanu wynosi 61%, co jest typowe dla biogazu pochodzącego z osadów ściekowych. Minimalna wartość to 53,6%, a maksymalna 67,3%, co oznacza rozstęp 13,7%. Średnia zawartość CO2 wynosi 38%, co oznacza, że prawie dwie trzecie objętości biogazu stanowi metan. Zawartość CO2 waha się od 28,5% do 63,2% (rozstęp 34,7%), co wskazuje na znaczną zmienność w składzie biogazu.

Wykorzystanie biogazu

Większość wytworzonego biogazu w oczyszczalni ścieków w Komorowicach jest wykorzystywana w agregatach prądotwórczych, co oznacza, że głównym celem jego produkcji jest generacja energii elektrycznej. Produkcja biogazu wykazuje umiarkowaną zmienność, co sugeruje stabilność procesów fermentacyjnych. Wykorzystanie biogazu w agregatach jest bardziej zmienne niż jego produkcja, co może wynikać z różnych warunków eksploatacyjnych lub zmiennego zapotrzebowania na energię. Biogaz wytwarzany z osadów ściekowych w oczyszczalni w Bielsku-Białej charakteryzuje się wysoką wartością opałową, co czyni go użytecznym

Średnia miesięczna produkcja biogazu wynosi

127 411 m³, co wskazuje na stabilny proces fermentacji osadów ściekowych

źródłem energii. Zawartość metanu jest stabilna i stosunkowo wysoka, co wskazuje na dobrą jakość biogazu. Zmienność zawartości CO2 jest wyższa, ale nadal w akceptowalnym zakresie. Siarkowodór wykazuje największe wahania, co może stanowić wyzwanie technologiczne, ponieważ wysokie stężenia H2S mogą powodować korozję instalacji i wymagać dodatkowego oczyszczania biogazu przed jego wykorzystaniem. Takie wyniki świadczą o poprawnej pracy biogazowni. Wytwarzany biogaz w znaczącym stopniu podnosi możliwość samowystarczalności energetycznej całego zakładu komunalnego.

Prof. dr hab. inż. Krzysztof Chmielowski Akademia Górniczo-Hutnicza Wydział Wiertnictwa Nafty i Gazu

Dr Krzysztof Michalski Aqua S.A.

Poferment z osadów ściekowych jako produkt wspomagający uprawę roślin

Poferment, czyli pozostałość po procesie fermentacji metanowej osadów ściekowych, według prawa jest traktowany jako odpad o kodzie 19 08 05. Aby zmienić tę sytuację i przekształcić ten odpad w produkt poprawiający własności gleby należy dokonać pewnych działań. Produkt poprawiający własności gleby jest cennym materiałem, który może być wykorzystywany w rolnictwie. Jego wartość wynika z wysokiej zawartości składników odżywczych, takich jak azot, fosfor i potas, a także materii organicznej poprawiającej strukturę gleby.

Charakterystyka pofermentu

z osadów ściekowych

Poferment powstający w biogazowniach przetwarzających osady ściekowe różni się od pofermentu pochodzącego z innych substratów, takich jak odpady roślinne czy obornik. W tabeli 1. przedstawiono ważniejsze składniki pofermentu z osadów ściekowych wraz z formą występowania oraz oddziaływanie na rośliny.

Przekształcanie osadów ściekowych (pofermentu) w środek poprawiający właściwości gleby to proces mający na celu ich ponowne wykorzystanie w rolnictwie, rekultywacji terenów zdegradowanych oraz poprawie jakości gleby. Osady ściekowe, będące produktem ubocznym oczyszczania ścieków, zawierają cenne składniki organiczne: azot, fosfor oraz mikroelementy niezbędne dla wzrostu roślin. Jednak przed ich zastosowaniem muszą zostać odpowiednio przetworzone i oczyszczone, aby nie stanowiły zagrożenia dla środowiska i zdrowia ludzi. Aby osady ściekowe mogły zostać formalnie uznane za produkt poprawiający właściwości gleby i były dopuszczone

do obrotu, konieczne jest uzyskanie odpowiedniej decyzji administracyjnej Ministerstwa Rolnictwa i Rozwoju Wsi. Procedura ta obejmuje kilka kluczowych etapów i wymaga spełnienia rygorystycznych wymogów prawnych oraz jakościowych. Proces regulowany jest przez Ustawę o nawozach i nawożeniu oraz Rozporządzenie Ministra Rolnictwa i rozwoju wsi z 9 sierpnia 2024 r. w sprawie wykonania niektórych przepisów ustawy o nawozach i nawożeniu. Decyzja ministerstwa jest niezbędna do uznania osadów ściekowych (pofermentu o kodzie odpadu 19 08 05) za produkt, a nie odpad.

Na rysunku 1. przedstawiono zalety stosowania pofermentu jako produktu wspomagającego uprawę roślin.

Rozporządzenie z 2024 ustanawia przepisy dotyczące udostępniania na rynku produktów nawozowych UE. Jego celem jest harmonizacja norm dla tych produktów, umożliwienie ich swobodnego przepływu na rynku wewnętrznym oraz zapewnienie wysokiego poziomu ochrony zdrowia ludzi, zwierząt i środowiska.

Nazwa składnika

Azot (N)

Forma występowania

Oddziaływanie na rośliny

Głównie w formie amonowej Łatwo przyswajalnej przez rośliny

Fosfor (P) Fosfor ogólny lub ortofosforany

Potas (K)

Mikroelementy takie jak magnez, wapń, miedź i cynk

Materia organiczna

W różnych związkach

W różnych związkach

W postaci humusu i innych organicznych postaciach

Środki poprawiające właściwości gleby wprowadza się do obrotu na podstawie zezwolenia Ministra właściwego do spraw rolnictwa. Do uzyskania zezwolenia konieczne są: wyniki badań właściwości fizykochemicznych, chemicznych, biologicznych wykonanych przez Instytut Uprawy Nawożenia i Gleboznawstwa – PIB w Puławach lub Instytut Nawozów Sztucznych lub inne laboratorium akredytowane. Ponadto niezbędna jest opinia o spełnianiu wymagań jakościowych i opinia o przydatności do stosowania – wydane w zależności od przeznaczenia środka przez:

Kluczowy składnik wspierający rozwój systemu korzeniowego roślin

Odpowiadający za gospodarkę wodną roślin

Zapewnienie odpowiedniego wzrostu roślin

Poprawiająca zdolność gleby do zatrzymywania wody i składników odżywczych

4 Instytut Uprawy Nawożenia i Gleboznawstwa –PIB w Puławach, 4 Instytut Technologiczno-Przyrodniczy w Falentach,

4 Instytut Ogrodnictwa w Skierniewicach, 4 Instytut Badawczy Leśnictwa w Warszawie. Badania fizyczne, fizykochemiczne, chemiczne, biologiczne i rolnicze przeprowadza się w odniesieniu do nawozów i środków wspomagających uprawę roślin na próbkach danego nawozu i danego środka wspomagającego uprawę roślin, które zostały pobrane przez pracownika okręgowej stacji

Rys. 1. Zalety stosowania pofermentu jako produktu wspomagającego uprawę roślin

Poprawa żyzności gleby – dzięki wysokiej zawartości materii organicznej i składników mineralnych

Zmniejszenie zużycia nawozów mineralnych – poferment może częściowo zastąpić nawozy sztuczne

Zalety stosowania pofermentu jako produktu wspomagającego uprawę roślin

Zwiększenie retencji wody w glebie – szczególnie korzystne w obszarach narażonych na suszę

Obniżenie emisji gazów cieplarnianych – poprzez ponowne wykorzystanie odpadów i ograniczenie potrzeby stosowania syntetycznych nawozów

Ekonomiczna alternatywa – koszt pofermentu jest niższy niż nawozów mineralnych

Rys. 2. Wyzwania i ograniczenia związane ze stosowaniem pofermentu jako produktu wspomagającego uprawę roślin

Zanieczyszczenia – osady ściekowe mogą zawierać metale ciężkie, mikroplastiki i związki organiczne o nieznanym wpływie na środowisko

Wyzwania i ograniczenia związane ze stosowaniem pofermentu jako produktu wspomagającego uprawę roślin

Ograniczenia prawne – stosowanie pofermentu z osadów ściekowych podlega regulacjom prawnym, np. Dyrektywie Azotanowej UE oraz krajowym przepisom dotyczącym zagospodarowania odpadów

Konieczność odpowiedniego przechowywania i aplikacji – aby uniknąć strat azotu i ewentualnego skażenia wód gruntowych

Konieczność pozyskania stosownych decyzji Ministerstwa Rolnictwa przekształcający odpad (19 08 05) w produkt poprawiający własności gleby

Konieczność wybudowania stosownych instalacji do przygotowania produktu poprawiającego własności gleby z pofermentu z osadów ściekowych

chemiczno-rolniczej lub jednostki akredytowanej w zakresie pobierania próbek na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej lub innego państwa członkowskiego Unii Europejskiej. Na rysunku 2. przedstawiono zalety stosowania pofermentu jako produktu wspomagającego uprawę roślin.

Wyzwania i ograniczenia związane z przekształceniem pofermentu z osadów ściekowych w środek poprawiający własności gleby, wynikają głównie z obecnością jaj pasożytów oraz zanieczyszczenia metalami ciężkimi. Osady mogą zawierać toksyczne substancje, dlatego konieczne są restrykcyjne normy dotyczące ich składu. Kolejnym zagrożeniem może okazać się potencjalna obecność mikroplastików i farmaceutyków. Należy dążyć do tego, aby nowoczesne metody oczyszczania eliminowały zanieczyszczenia organiczne i mikroplastiki.

Zastosowanie w praktyce Po uzyskaniu decyzji osady ściekowe przestają być traktowane jako odpad i mogą być sprzedawane jako środek poprawiający właściwości gleby, pod warunkiem przestrzegania norm jakościowych i zasad stosowania określonych w decyzji. Proces ten ma kluczowe znaczenie dla gospodarki obiegu zamkniętego i umożliwia ponowne wykorzystanie osadów ściekowych w rolnictwie, minimalizując

jednocześnie ryzyko związane z zanieczyszczeniami. Przekształcanie osadów ściekowych w środek poprawiający właściwości gleby to ekologiczne i ekonomiczne rozwiązanie, które pozwala na odzysk cennych składników odżywczych i ograniczenie odpadów. Kluczowe jest jednak zapewnienie odpowiednich metod oczyszczania i kontroli jakości, aby nie stwarzać zagrożenia dla środowiska i zdrowia ludzi. Poferment z produkcji biogazu z osadów ściekowych może być wartościowym nawozem, pod warunkiem odpowiedniego przetworzenia i kontroli jakości. Jego zastosowanie w rolnictwie pozwala na zamknięcie obiegu składników odżywczych, przyczyniając się do zrównoważonego gospodarowania zasobami. Jednak ze względu na możliwe zanieczyszczenia, wymaga szczegółowej analizy składu oraz zgodności z obowiązującymi normami.

Prof. dr hab. inż. Krzysztof Chmielowski Akademia Górniczo-Hutnicza Wydział Wiertnictwa Nafty i Gazu Dr Krzysztof Michalski Aqua S.A.

ŹRÓDŁA: 1. Rozporządzenie ministra rolnictwa i rozwoju wsi z dnia 9 sierpnia 2024 r. w sprawie wykonania niektórych przepisów ustawy o nawozach i nawożeniu, poz. 1261.

Polska pilnie potrzebuje strategii dla biogazu

Rok 2024 to nieznaczne przyśpieszenie inwestycyjne w sektorze biogazu, na które największy wpływ miały korzystne rozwiązania legislacyjne, w tym specustawa biogazowa z 2023 oraz specustawa wiatrakowa z 2024 – wskazywali uczestnicy grudniowego Kongresu Biogazu. Największa w Polsce konferencja biogazowa pozwoliła na podsumowanie mijającego roku, które streścić można krótko: rozwój poniżej oczekiwań i możliwości.

/ 500 uczestników z Polski i zagranicy uczestniczyło w grudniowym Kongresie

Biogazu, po raz kolejny bijąc frekwencyjny rekord

9.

Kongres Biogazu, który tradycyjnie odbył się w grudniu, był nie tylko okazją do spotkania przedstawicieli branży biogazowej, ale przede wszystkim bilansu 2024 r. w kontekście rozwoju krajowej branży. Trudno mówić o przełomie w obliczu

zaledwie 176 biogazowni rolniczych (stan na 10.12.2024) i 0 biometanowni. Korzystne rozwiązania prawne w zakresie biogazu na przestrzeni ostatnich 2-3 lat, nadal zdaniem uczestników konferencji są niewystarczające, aby dać impuls do inwestycyjnego

zdj. Janusz Świdurski, Fotorealizacje(19)

/ Janusz Kowalski, były wiceminister rolnictwa i inicjator tzw. specustawy biogazowej był jednym z gości Kongresu Biogazu

boomu. „Ewolucja, nie rewolucja” – można podsumować kongresowe nastroje. Frekwencyjny rekord 500 gości z Polski i Europy organizator Kongresu Biogazu wykorzystał do zbadania nastrojów w branży. Barometr „Magazynu Biomasa” miał przedstawić potrzeby inwestorów i wskazać największe aktualnie

/ Dyrektor Departamentu OZE w resorcie klimatu Łukasz Tomaszewski przedstawił aktualny stan branży biogazowej w Polsce

problemy rozwoju sektora. Te, sygnalizowane od wielu lat, nie są właściwie dużym zaskoczeniem, choć rok 2024 uwypuklił szczególnie kilka barier, które paradoksalnie nabrały znaczenia w ostatnich kilkunastu miesiącach, zauważalnych pod względem liczby nowych instalacji biogazowych w Polsce.

9. KONGRES BIOGAZU

/ Partnerzy i Sponsorzy

9. Kongresu Biogazu w Warszawie

/ Biogaz jako produkt – panel dyskusyjny z udziałem ekspertów moderowany przez Macieja Roika z ,,Magazynu Biomasa”

/ Uczestnicy 9. Kongresu Biogazu: (od lewej) Marcin Orłowski, Galia Green Power, Marek Wojciechowski, Wiefferink Polska i Krzysztof Buczek, Doral El Poland

Biogazu nie potrafiła wskazać priorytetów

Polski dotyczących rozwoju tego właśnie sektora OZE. A bez strategii trudno planować inwestycje w dłuższej perspektywie – szczególnie tak złożone i kosztowne jak biogazownie i biometanownie. Obok postulatu powstania strategii biogazowej uczestnicy konferencji podkreślali także koniczność lepszej koordynacji działań w zakresie tworzenia prawa.

Sektor biogazu jest regulowany za pomocą wielu ustaw i rozporządzeń, za które odpowiadają różne komórki w resortach klimatu i rolnictwa. Prace nad zniesieniem kolejnych barier inwestycyjnych trwają, ale według uczestników rynku zbyt długo, a nowe przepisy często są niespójne.

/ Rolnictwo przyszłości to rolnictwo, które produkuje i wykorzystuje biogaz do własnych potrzeb – konkludowali uczestnicy panelu podsumowującego sesję rolniczą

Umiarkowany optymizm

Bez wątpienia ostatni rok był przełomowy dla biogazu i biometanu w Polsce – mimo wciąż bardzo niewielkiej skali inwestycji na tle choćby Francji czy Włoch. Według kongresowego „Barometru branży” najlepiej oceniono możliwości inwestycji w biogazownie rolnicze, szczególnie te do 1 MW mocy. Co z dużymi projektami i zakładami produkcji biometanu? Zdaniem uczestników Kongresu, lista niezbędnych działań państwa jest długa, ale szczególnie zwrócono uwagę na: 4 Usprawnienie przebiegu procedur administracyjnych, przede wszystkim w zakresie pozyskiwania decyzji środowiskowych. Ich przewlekłość może wydłużyć proces inwestycyjny nawet o kilka lat;

/ Możliwości zagospodarowania odpadów w biogazowni przedstawił

Klaudiusz Nowotny z firmy Nahtec

/ O finansowaniu projektów biogazowych mówili goście panelu moderowanego przez red. naczelną ,,Magazynu

Biomasa” Beatę Klimczak, m.in. Artur Wronkowski z A-RES oraz Paweł Wójtowicz z Banku Gospodarstwa Krajowego

/ Marek Sawicki, były minister rolnictwa i poseł na Sejm był gościem panelu dyskusyjnego na Kongresie Biogazu

/ Rok działalności w Polsce świętowała na Kongresie firma SUMA

4 Podjęcie działań umożliwiających priorytetowe przyłączenia biogazowni i biometanowni do sieci elektroenergetycznej oraz gazowej. Modernizacja sieci elektroenergetycznych to warunek sine qua non rozwoju branży;

4 Opracowanie systemu wsparcia dla instalacji biometanowych powyżej 1 MW. Inwestorzy kapitałowi, spółki komunalne i wodociągowe, duże gospodarstwa rolne – to podmioty zainteresowane projektami 2-6 MW i większymi, gdzie występuje efekt skali;

4 Edukacja urzędników i samorządów – to kolejny ważny postulat, od którego realizacji zależeć będzie rozwój branży. Skala protestów społecznych jest od kilku lat w Polsce bardzo duża –biogazownie jako wciąż mało powszechne OZE budzą lęk. Ogólnokrajowa kampania informacyjna

/ O kampanii edukacyjnej dla najmłodszych ,,Róbmy biogaz”, która wystartuje w marcu 2025 mówił Maciej Kosiński z ,,Magazynu Biomasa”

/ Stoisko Krajowego Ośrodka Wsparcia Rolnictwa w Strefie Expo

koncentrująca się na korzyściach z biogazu, powinna być koordynowana przez Ministerstwo Klimatu i Środowiska oraz Ministerstwo Rolnictwa, a wspierana przez inwestorów.

4 Ograniczona lista substratów, które mogą być wykorzystane w biogazowni lub biometanowni – według

przedstawicieli branży jest zbyt krótka i wyklucza potencjalne inwestycje np. w sektorze spożywczym.

Taki mamy klimat

2024 to według większości uczestników badania „Magazynu Biomasa” rok przyśpieszenia

/ Ramaiah Raghunath podczas prezentacji technologii biogazowej KiS Group – azjatyckiej firmy działającej m.in. na rynku indonezyjskim i malezyjskim, która planuje inwestycje w Europie

/ Rozmowy networkingowe w Strefie Expo

/ O potencjale współpracy polsko-ukraińskiej dyskutowali eksperci panelu poświęconego biometanowi w Ukrainie

inwestycyjnego – ok. 37% ankietowanych zauważyło pozytywny trend, choć 34% nie odnotowało większej dynamiki w inwestycjach. Zdecydowanie na plus oceniono bardziej pozytywny klimat dla biogazu – OZE, które przez lata pozostawało w cieniu energetyki wiatrowej i słonecznej. Klimat i deklaracje to jednak za mało. Proces transformacji

/ Unijną politykę biogazową przedstawiła Marta Kamola-Martines z Europejskiego Stowarzyszenia Biogazu

energetycznej Polski nie uda się bez biogazu i biometanu, a te z kolei nie rozwiną się bez konkretnego planu i realnego wsparcia rządu. Potencjał biogazowy Polski, jak wielokrotnie pisaliśmy na łamach „Magazynu Biomasa”, jest ogromny. Czas aby nadążyły za nim krajowe przepisy. Jolanta Kamińska

Zrealizowaliśmy już 1800 Projektów

Dotacje do 65 % dla Rolników na budowę biogazowni do 1 MW

KOGENERACJA DLA ENERGETYKI I PRZEMYSŁU

Dotacje do 65 % na budowę biogazowni dla Przedsiębiorców!