Produkcja biometanu w Polsce mogłaby mocno wzrosnąć, ale brakuje wsparcia

Według giełdowych spółek Polska posiada stosunkowo duży potencjał produkcji biometanu, czyli surowca o zawartości metanu sięgającej 97 proc., a więc identycznej jak gaz ziemny wysokometanowy dostarczany przez krajową sieć gazociągową do finalnych odbiorców. - Szacunki wskazują, że realny potencjał inwestycyjny to około 3 mld m sześc. W perspektywie długookresowej, do 2040 r. biometan z lokalnej produkcji mógłby pokryć 15–17 proc. zapotrzebowania na gaz i zmniejszyć tym samym import gazu ziemnego – szacuje Wojciech Tyburski, wiceprezes Selena Green Investments, firmy z grupy kapitałowej Selena FM.

Zauważa, że Polska importuje aktualnie około 82 proc. gazu ziemnego. To czyni nasz kraj wrażliwym na wahania cen i napięcia geopolityczne. Z kolei biometan wyprodukowany lokalnie daje możliwość stopniowego ograniczania tej zależności. Ponadto kapitał, który byłby przeznaczony na zakup błękitnego paliwa na rynkach zagranicznych, będzie wykorzystywany w Polsce do rozwoju sektora biogazu i biometanu.

Foto: Parkiet

Inwestycje w biometan wymagają większego wsparcia

Selena Green Investments to firma zajmująca się realizacją projektów OZE. Obecnie posiada m.in. trzy biogazownie. Dwie są zlokalizowane w woj. zachodniopomorskim (Turowo i Stary Chwalim), a trzecia w woj. wielkopolskim (Przybroda). W ubiegłym roku wyprodukowały łącznie blisko 5 mln m sześc. biogazu. - We wrześniu 2025 r. zakończyliśmy proces budowy i uruchamiania biogazowni w Starym Chwalimiu, a także zakończyliśmy modernizację biogazowni w Przybrodzie. Dzięki temu, w 2026 r., przewidujemy wzrost produkcji biogazu – informuje Tyburski.

Ponadto Selena Green Investments jest na etapie wielostronnego rozwoju działających już trzech biogazowni do jednostek o większej mocy. Obecnie realizuje prace koncepcyjne, aby pod koniec tego roku rozpocząć pierwsze rozbudowy, co w dużej mierze jest zależne od postępu procedur administracyjnych. Co więcej, w dwóch biogazowniach planuje wdrożyć technologię oczyszczania biogazu do biometanu i zatłaczania go do sieci gazowej.

Firma zauważa, że realizacja projektów biometanowych zależy od lokalizacji inwestycji oraz dostępu i chłonności sieci gazowej. – System wsparcia jest kluczowy dla tego typu projektów inwestycyjnych, a obecnie jest on ograniczony do mocy 1 MW. Przy budowie większych jednostek wytwórczych trzeba zatem rozważać dzielenie biometanowni na podjednostki o mocy nieprzekraczającej 1 MW, co zwiększa koszt całej inwestycji, a tym samym w wielu przypadkach utrudnia przyłączenie do sieci gazowej – podaje Tyburski. Jego zdaniem, jeśli zniknęłyby tego typu bariery, to klimat do inwestycji w biometanownie byłby lepszy.

Selena Green Investments szans na dalszy rozwój upatruje w szybkim przyjęciu ustawy biometanowej i objęciu wsparciem projektów większych niż 1 MW. Konieczna jest też poprawa procesu przyłączeń i uproszczenie formalności. Ponadto rozwój rynku biogazu i biometanu spowalniają bardzo długie procedury administracyjne i niechęć lokalnych społeczności do tego typu inwestycji na ich terenie. W związku z tym niezbędna jest stała współpraca oraz komunikacja z gminą i mieszkańcami, na terenie których jest realizowana lub planowana inwestycja.

– Niestety, dziś w dużej mierze problem protestów społeczności lokalnych wciąż istnieje. Dlatego niezwykle istotna jest także edukacja na poziomie centralnym, co może przynieść szybki i oczekiwany efekt akceptacji dla tego typu projektów – ocenia Tyburski. Jego zdaniem branża jest gotowa do inwestowania, ale potrzebuje przewidywalności i realnych zachęt do budowania dużych i ekonomicznie uzasadnionych instalacji.

Biometan może być stabilnym źródłem paliwa dla transportu

Duży potencjał w polskim rynku biometanu widzi Orlen. Według koncernu moglibyśmy produkować około 4,7 mld m sześc. tego surowca rocznie. To daje szanse m.in. na zbudowanie własnego, stabilnego źródła paliwa dla transportu. Jednocześnie spółka zauważa, że do dalszego rozwoju rynku konieczne są odpowiednie mechanizmy wsparcia.

„Biometan może realnie pomóc w realizacji unijnych regulacji (RED III, FuelEU Maritime, EU ETS), ponieważ zwiększa udział energii odnawialnej oraz obniża emisje w transporcie drogowym i morskim. To technologia dojrzała, a infrastruktura dla bioCNG i bioLNG w dużej mierze już istnieje lub jest w budowie” – przekonuje dział prasowy Orlenu. W jego ocenie, to także szansa na większą niezależność energetyczną i mniejsze uzależnienie naszego kraju od importu gazu.

Według koncernu główne wyzwania w tym obszarze mają charakter regulacyjny. Dla przykładu, obecne przepisy wykluczają możliwość zaliczania do realizacji NCW (Narodowy Cel Wskaźnikowy) biometanu produkowanego w systemach wsparcia. W rezultacie rozwój krajowej produkcji może zostać skierowany głównie do energetyki (prąd i ciepło), zamiast do transportu. To z kolei wpłynęłoby na osłabienie potencjału redukcji emisji w sektorze transportowym i zwiększyłoby ryzyko importu biometanu z zagranicy, tym samym ograniczając możliwe do uzyskania korzyści gospodarcze nad Wisłą.

„Tymczasem import powinien pełnić jedynie rolę uzupełniającą wobec krajowej produkcji. Dlatego potrzebne są zmiany systemowe” – przekonuje Orlen. Jego kluczowym postulatem jest utworzenie „Funduszu Dekarbonizacji Transportu”, finansowanego m.in. z opłat związanych z paliwami kopalnymi (opłata emisyjna, opłaty zastępcze NCW, opłaty koncesyjne).

Zgromadzone w ten sposób pieniądze powinny być przeznaczane na wsparcie produkcji biometanu do transportu, rozwój infrastruktury (magazynowanie, dystrybucja) oraz szerszą dekarbonizację transportu. „Taki mechanizm przyniósłby podwójny efekt: przyspieszył dekarbonizację transportu i jednocześnie wpłynął na wzmocnienie rozwoju obszarów wiejskich, gdzie mogą powstawać instalacje biometanowe” – zachwala Orlen.

W grupie Orlen działają obecnie trzy biogazownie rolnicze, zlokalizowane w woj. łódzkim (Konopnica), woj. podlaskim (Wojny-Wawrzyńce) oraz woj. kujawsko-pomorskim (Buczek) o mocach od 1,2 do 2 MW. Koncern zaznacza, że we wszystkich tych lokalizacjach trwa proces przekształcania instalacji w nowoczesne biometanownie. Ponadto obecnie finalizowana jest budowa instalacji w woj. warmińsko-mazurskim (Głąbowo), która będzie pierwszą biometanownią w grupie Orlen oraz pierwszą biometanownią w Polsce wyposażoną w instalację do skraplania biometanu, umożliwiającą produkcję bioLNG. Zakład ma docelowo wytwarzać około 7 mln m sześc. biometanu rocznie.

„Planowane są kolejne inwestycje w biometanownie o parametrach zbliżonych do instalacji powstającej w Głąbowie. Inwestycje realizuje spółka Orlen Biometan, która wystąpiła o pozyskanie decyzji środowiskowych dla ośmiu nowych projektów, związanych z rozbudową istniejących biogazowni i budową nowych biometanowni” – informuje płocki koncern. Moce nowych instalacji mają wynieść 4–5 MW. Ponadto Orlen Biometan aktywnie poszukuje lokalizacji pod nowe inwestycje na terenie całej Polski.

W myśl obecnie obowiązującej strategii, grupa Orlen do 2035 r. planuje pozyskiwać do 240 mln m sześc. biometanu rocznie na potrzeby realizacji NCW. Działania te wpisują się w strategię rozwoju nisko- i zeroemisyjnych źródeł energii oraz zwiększanie udziału odnawialnych gazów w miksie energetycznym grupy.

Spółki oczekują zmian w regulacjach dotyczących biometanu

Dwie biogazownie od dłuższego czasu posiada grupa Enea: w woj. kujawsko-pomorskim (Liszkowo) i woj. dolnośląskim (Gorzesław). Obie są obecnie w postoju technologicznym związanym z planowanymi modernizacjami, których celem jest rozszerzenie tzw. miksu substratowego. Koncern tłumaczy, że w ubiegłym roku koncentrował się na inwestycjach w farmy wiatrowe i fotowoltaiczne, które pełnią dominującą rolę w miksie OZE. Cały czas monitoruje jednak rynek biogazu i biometanu, m.in. pod kątem możliwych do uzyskania form wsparcia w tym obszarze. Nowych inwestycji na razie nie realizuje.

- Decyzje o ewentualnych inwestycjach będą uzależnione od dostępności atrakcyjnych lokalizacji, stabilności systemu wsparcia oraz opłacalności przedsięwzięć w długim horyzoncie czasowym – twierdzi Łukasz Czapliński, koordynator ds. public relations w Enei. Przypomina, że strategia Enei do 2035 r. zakłada dynamiczny rozwój fotowoltaiki i farm wiatrowych, przy jednoczesnym wykorzystaniu biogazu i biometanu jako uzupełniających źródeł energii, zapewniających stabilność produkcji.

Żadnych biogazowni ani biometanowni nie posiadają jeszcze grupy Atrem i Unimot. Pierwsza z nich planuje instalacje biometanowe, których moc docelowo może wynieść 5 MW. Każda z takich instalacji to koszt około 140 mln zł. Mają powstać w woj. kujawsko-pomorskim i wielkopolskim. – Choć mamy pozwolenia na budowę i możliwość rozpoczęcia inwestycji praktycznie od zaraz, to podjęcie takiej decyzji obecnie, bez systemu wsparcia, jest z ekonomicznego punktu widzenia nieuzasadnione – ocenia Andrzej Goławski, prezes Atremu.

Apeluje do polityków o podział ustawy o OZE na dwie odrębne części: biometanową i wiatrakową. Dzięki temu wzrosłyby szanse na uchwalenie wsparcia dla biometanu, którego brak uważa za największą barierę dla rozwoju całej branży. W związku z obecną sytuacją, Atrem przygotowuje różne scenariusze realizacji instalacji w kilku fazach. Obecny plan zakłada rozpoczęcie realizacji I fazy instalacji biometanowej do 1 lub 2 MW. Spółka jest w trakcie pozyskiwania stosownych decyzji URE i od tempa wydawania tych decyzji zależy harmonogram jej działań.

Z kolei Unimot inwestycje w obszarze biogazu i biometanu uzależnia od szeregu czynników, w tym stabilności legislacyjnej, dostępności instrumentów wspierających rozwój rynku oraz uzyskania wymaganych zgód korporacyjnych. Z uzyskanych informacji wynika też, że tym biznesem na razie nie są specjalnie zainteresowane takie firmy, jak Polenergia, Tauron i ZE PAK. Z kolei Global Hydrogen i PGE w ogóle nie odpowiedziały na nasze pytania.