Robots
Cookies

Ustawienia cookies

Strona Teraz Środowisko wykorzystuje cookies. Część z nich jest niezbędna do funkcjonowania strony. Inne służą poprawianiu jakości naszych usług.
Więcej  ›
22.04.2024 22 kwietnia 2024

W branży biogazowej nie ma łatwych odpowiedzi

Na 35 substratów wykorzystywanych w 2022 r. w biogazowniach rolniczych siedem odpowiadało za ok. 80% wytwarzanej energii. Sytuację kompleksowo podsumowuje Marek Pituła, prezes Polskiego Stowarzyszenia Biometanu.

   Powrót       13 marca 2024       Energia   
Marek Pituła
prezes Polskiego Stowarzyszenia Biometanu

TS: Co dla branży biogazowej oznacza rozporządzenie Ministra Rolnictwa i Rozwoju Wsi z 12 października 2023 r. ws. szczegółowej listy substratów możliwych do wykorzystania w biogazowni rolniczej?

MP: Wspomniane rozporządzenie dotyczy wyłącznie substratów możliwych do wykorzystania w biogazowni rolniczej spełniającej warunki określone w art. 4 ust. 1 ustawy z dnia 13 lipca 2023 r. o biogazowniach rolniczych. Lista jest zatem spisem substratów, których można użyć nie tyle w instalacji produkującej biogaz rolniczy, ile w określonej biogazowni rolniczej -takiej, która spełnia warunki podane w ww. ustawie.

Te warunki to m.in.:

  • lokalizacja na terenie nieruchomości, będącej własnością prawną podmiotu prowadzącego gospodarstwo rolne (jeżeli jest to spółka, w której udziały lub akcje posiadają wyłącznie podmioty prowadzące gospodarstwa rolne – z których będzie pochodzić co najmniej część substratów wykorzystywanych w tej biogazowni rolniczej)
  • w której do wytwarzania biogazu rolniczego, energii elektrycznej, ciepła lub biometanu z biogazu rolniczego wykorzystuje się wyłącznie produkty rolne oraz produkty uboczne rolnictwa określone we wspomnianym rozporządzeniu.;

Instalacje biogazowe czy biometanowe opisane w ustawie o OZE funkcjonują na dotychczasowych zasadach, natomiast te, które są faktycznie własnością rolników, wykorzystujących część substratów „własnych” i to tylko wymienionych we wspomnianym rozporządzeniu, mogą (ale nie muszą) być instalacjami opisanymi w ustawie z 13 lipca 2023 i korzystać z pewnych udogodnień, z których nie korzystają „zwykłe” instalacje. Mogą więc być instalacjami w pewnym sensie „uprzywilejowanymi”, przy czym udogodnienia sprowadzają się głównie do kwestii lokalizacyjnych czy przyłączeniowych.

TŚ: Jakie substraty mają największy potencjał?

MP: W działających obecnie biogazowniach rolniczych w 2022 r. używano 35 substratów. Z punktu widzenia ich potencjału energetycznego (rozumianego jako ilość energii w biogazie wyprodukowanej z danego substratu) 7 odpowiada za ok. 80% wytwarzanej energii ze wszystkich 35. Z pozostałych 28 substratów, 18 odpowiada za zaledwie 6-7 % całości wyprodukowanej energii w biogazie. Żaden z tych 18 nie generuje więcej niż 1 % całości energii (a więc „krańcowe” substraty odpowiadają nawet za promile energii).

Jeżeli jednak za „potencjał” rozumiemy zdolność do produkcji określonej ilości energii w biogazie, należy zwrócić uwagę, że jedynym źródłem energii gazowej w substratach jest sucha masa organiczna (czyli tzw. świeża masa pomniejszona o zawartość wody i popiołu, które nie są nośnikami energii).

Czytaj też: Lista substratów utrudnieniem dla biogazowni rolniczych

TŚ: Nie istnieją więc „lepsze” lub „gorsze” substraty?

MP: W zdolności produkcji metanu z różnych suchych mas organicznych występują niewielkie różnice, ale zazwyczaj w ocenie należy brać pod uwagę kilka innych czynników takich jak cena czy koszty przygotowania do procesu fermentacji beztlenowej. Z białka, węglowodanów czy tłuszczy wchodzących w skład suchej masy organicznej uzyskujemy różne wydajności metanowe (największe z tłuszczy), ale nie oznacza to wcale, że dany substrat jest „lepszy” lub „gorszy”. Niezależnie od powyższego, fermentacja monosubstratowa jest często niemożliwa lub efekty nie są zgodne z wynikami prób laboratoryjnych.

W branży biogazu czy też biometanu nie ma łatwych odpowiedzi. Fermentacja beztlenowa to chyba najstarszy proces znany ludzkości, pozostaje jednak nie do końca zbadana, stąd też częste przykre doświadczenia operatorów instalacji biogazowych.

Ważniejszy jest tzw. potencjał techniczny, który najczęściej występuje w różnych wypowiedziach, zazwyczaj bez słowa komentarza. Według naszej oceny wynosi on rzeczywiście ok. 7 – 8 mld Nm rocznie, przy czym potencjał ten wynosi określony procent potencjału teoretycznego (który w całości nigdy nie będzie wykorzystany) i oznacza tę jego część, którą można wykorzystać do produkcji biometanu (biogazu).

Najważniejszy jest jednak potencjał realny – jest to część wolumenu substratów potencjału technicznego, która może być stosunkowo łatwo i szybko skierowana do produkcji paliw gazowych w fermentacji beztlenowej.

Pamiętajmy, że substraty nie znoszą „próżni”, są już jakoś zagospodarowane. Minęły czasy kiedy biogazownia była wybawcą tych którzy mieli problemy z zagospodarowaniem odpadów czy produktów ubocznych – jakoś sobie poradzili.

Ten potencjał oceniamy obecnie na ok. 1,5 – 2,5 mld Nm rocznie, przy czym dojście do tego wolumenu zajmie kilka lat.

Według danych NECP2024 (cele krajowe ogłoszone w krajowych strategiach lub mapach drogowych dotyczących gazów odnawialnych) potencjał miał wynosić 1,98[1] mld Nm, a w 2030 (na podstawie badania Gas for Climate) określono go na poziomie 3,26 mld Nm3 .

Szacunki Polskiego Stowarzyszenia Biometanu są więc w zasadzie zgodne z oceną podaną w corocznym raporcie (2023) European Biogas Association, chociaż my jesteśmy nieco bardziej sceptyczni, co wynika m.in. z wiedzy z jakich źródeł czerpała informacje EBA.

TŚ: Jak wygląda sytuacja w innych państwach regionu?

MP: Ze względu na mizerność naszego sektora biogazu na tle większości sąsiadów, wszelkie porównania są bezcelowe. Na ironię zakrawa fakt, że zmagająca się od lat z wojną Ukraina /14682, ma już pierwsze instalacje biometanowe i buduje kolejne, w Polsce nie mamy jeszcze żadnej działającej komercyjnej instalacji tego typu.

Nasi sąsiedzi z zachodu, północy i południa oczywiście nie próżnują, dążąc do bardzo wysoko ustawionego celu zwiększenia udziału procentowego biometanu w ogólnym zużyciu gazu w Europie.

W 2022 w Europie wyprodukowaliśmy 223 TWh energii w biogazie i biometanie razem, co po przeliczeniu na metry sześcienne biometanu (o zawartości 100% metanu) oznacza nieco ponad 20,27 mld Nm3 .

W tej łącznej energii biogaz i biometan odpowiadał za 20 % udziału, wyprodukowano go ok. 4 mld Nm3 .

Polska nie produkuje biometanu, ale wyprodukowała 5,742 GWh energii w biogazie, co stanowi ok. 2,5 % energii w biogazach wyprodukowanych w Europie, przy 8% udziale w ludności i podobnym udziale w terytorium UE.

Obrazowo - w Polsce w 2022 na 1 mieszkańca wyprodukowaliśmy 156 kWh energii w gazie, kiedy w tym samym czasie w Danii było to 1 349 kWh, w Niemczech 1 183 kWh, a w sąsiednich Czechach - 735 kWh.

Czytaj też: Czesi stawiają na biometan, a KE to potwierdza

W Danii i Szwecji udział energetyczny produkcji biogazów w ogólnym zużyciu gazu wynosi już 29 i 26 % odpowiednio, a nasi duńscy sąsiedzi na poważnie zakładają całkowite zastąpienie gazu ziemnego biometanem do 2050.

Kiedy budowałem jedną z pierwszych biogazowni rolniczych w Polsce, w Wielkiej Brytanii nie było ani jednej instalacji;  dzisiaj jest ich 730. Zgodnie z projekcją „The Anaerobic Digestion and Bioresources Association (ADBA)” zakłada się, że w 2030 mogą generować nawet 5,7 mld Nm3.

TŚ: Dlaczego sytuacja w tym sektorze tak wygląda? W innych rodzajach OZE, takich jak fotowoltaika, odnotowaliśmy olbrzymie wzrosty w mocach zainstalowanych.

MP: Unikam porównywania rodzajów OZE; wszystkie są potrzebne i mają swoją rolę do spełnienia.

Sukces w PV wynika w pewnym stopniu z typowej dla decydentów niezdolności przewidywania, system wsparcia dla prosumentów /14613 wyrwał się spod ich kontroli i w rezultacie dał takie dobre rezultaty.

Jest to wyjątkowy przypadek, który moim zdaniem doczeka się kiedyś poważnej analizy społeczno - ekonomicznej.

Jednym z ciekawszych rezultatów tego programu jest nieplanowany wzrost świadomości energetycznej ponad miliona prosumentów - oni już dokładnie wiedzą jaką rolę w naszym życiu odgrywa energia, świetnie wiedzą czym jest moc zainstalowana, sprawność i wielkość produkcji, umieją też oszczędzać energię. I mają swoje zdanie na temat polskich „sieci”, tego świętego Graala energetyki.

Nawiasem mówiąc, przy niewielkiej zmianie regulacji, całkowicie bezinwestycyjnie, można byłoby wykorzystać naturalną synergię pomiędzy niestabilnymi i stabilnymi źródłami OZE, jakimi są PV i wiatr oraz biogaz i hydroenergetyka z drugiej strony - z korzyścią dla OZE i systemu elektroenergetycznego.

Jeśli chodzi o biogaz, jego fatalny stan nie jest przypadkiem. Od zawsze w Polsce umiejętnie utrudniano rozwój tego sektora, trochę na zasadzie „zaszyj dziurkę póki mała” - przecież gdybyśmy zrealizowali słynny program „biogazownia w każdej gminie”, mielibyśmy od kilku lat zdolność produkcji biometanu na poziomie 3 - 4 mld Nm3 rocznie. O taką wielkość byłby mniejszy import, w latach poprzednich z Rosji, obecnie z różnych kierunków, w tym też ze wschodu.

Jestem umiarkowanym pesymistą - nie oczekuję ani wzrostu ani regresu. Prawdopodobnie uda nam się utrzymać polski udział na poziomie 2-3 % w ogólnej produkcji biogazów w UE do 2030 r., czyli ok. 875 mln Nm3 przeliczeniowego biometanu rocznie.

Potencjał substratowy do realizacji tego celu mamy wystarczający. Problem polega na tym, że aby powyższy ( ntb. minimalny ) cel osiągnąć, należałoby zbudować ok. 150-200 dużych instalacji biometanowych do końca 2029 r..

Obiecywany system wsparcia w postaci ceny gwarantowanej ogranicza wielkość instalacji do ok. 2 mln Nm3 rocznie, czyli potrzebowalibyśmy ponad 400 instalacji.

Tyle tylko, że instalacja o zdolności produkcji 2 mln Nm3 rocznie są średnio opłacalne, więc zapewne nie powstanie ich więcej niż kilkadziesiąt.

Ironizując, na szczęście mamy duże doświadczenie w imporcie gazu,które przyda się przy imporcie biometanu.

TŚ: Co musiałoby się wydarzyć, aby ten scenariusz się nie zrealizował?

MP: O wszystkim decyduje ekonomia. Jeżeli nie ma w tej chwili krajowego rynku na biometan do celów paliwowych, ponieważ nie udało się w poprzedniej kadencji Sejmu uchwalić stosownej ustawy, nie ma popytu. Kiedy się pojawi (co jest nieuniknione) będzie za późno, aby zbudować w kraju wystarczającą ilośc instalacji.

Jest jednak pewna sprawa, która w naturalny sposób może istotnie zmienić sytuację.

Chodzi o ślad węglowy naszych produktów spożywczych, w szczególności mleka i mięsa oraz ich przetworów.

Już za dwa - trzy lata rynek konsumencki wymusi znakowanie produktów spożywczych tzw. „trzema kropkami” (zielona, czerwona, czarna) które będą sygnalizowały konsumentowi jak duża była emisja gazów cieplarnianych w ciagu produkcji danego wyrobu.

Konsument w krajach Europy Zachodniej domaga się takiego znakowania i jest ono nieuniknione.

Tak jak oczywista jest dla nas (od wielu lat) informacja na etykiecie o zawartości np. „Węglowodany, w tym cukry” w produkcie, jak zaakceptowaliśmy już sortowanie odpadów do różnokolorowych kubełków, tak też będzie ze „śladem węglowym”.

PSB interesuje się w pierwszej kolejności mlekiem i jego śladem węglowym na etapie farmy mlecznej. Następna w kolejności jest produkcja mięsa i jego przetworów (zamierzamy m.in. „rozprawić się” z informacją o horrendalnym zużyciu wody do produkcji 1 kg mięsa wołowego).

Z naszym mlekiem nie jest tak źle. Ocenia się, że ślad węglowy mamy niższy niż np. Niemcy, ale wciąż nam daleko do konkurencji (takiej jak Dania, Szwecja i Norwegia, a z dalszych destynacji - Nowa Zelandia).

Dzięki współpracy z instalacją biogazową czy biometanową możemy zmniejszyć ślad węglowy na etapie farmy aż o ⅓ i uzyskać poziom ok. 700 kg emisji GHG na 1 tonę mleka - to jest wynik jaki obecnie mają wspomniani wyżej liderzy.

Przy tym uzyskuje się ten rezultat zwiększając równocześnie dochodowość produkcji, a z punktu widzenia farmy - bezinwestycyjnie. Jesteśmy w stanie to udowodnić na konkretnych przykładach.

Trzeba przyjąć do wiadomości,  że ta świadomość powoli narasta (na tym etapie są to pytania ze strony mleczarni, czy producent mleka mógłby zrobić audyt emisyjny). Tym samym narasta zrozumienie, że jutro mogą być problemy ze sprzedażą mleka, którego nie kupią ani importerzy z UE ani miejscowe „sieciówki” którym na prawdę jest wszystko  jedno czy kupią „polskie” czy importowane produkty, o ile będą się sprzedawać; a mając do wyboru produkt z „kropką” konsument wybierze „zielony”.

Tak jak jeden program społeczny wywrócił do góry nogami świat PV, tak kombinacja potrzeby redukcji śladu węglowego, nie z dyrektywy, tylko z potrzeb rynku, z możliwością jego zmniejszenia poprzez współpracę z instalacją biogazową/biometanową (w połączeniu ze środkami finansowymi z REPowerEU) może zmienić perspektywę dla sektora polskiego biometanu.

Tekst jest częścią publikacji Biogaz i Biometan w Polsce 2024. Insight

Szymon Majewski: Dziennikarz

Polecamy inne artykuły o podobnej tematyce:

To nie czeski film. Przedstawiamy determinanty rozwoju biometanu w Czechach (21 kwietnia 2024)Ożywienie w segmencie biogazowni rolniczych do 500 kW (18 kwietnia 2024)Zdekarbonizowane budownictwo na horyzoncie. Przyjęto dyrektywę EPBD (16 kwietnia 2024)Maksimum 5 ton metanu na 1000 ton węgla od 2027 r. PE przyjmuje nowe przepisy (15 kwietnia 2024)Biogazownię karmi człowiek (15 kwietnia 2024)
©Teraz Środowisko - Wszystkie prawa zastrzeżone.
Kopiowanie i publikacja tekstów, zdjęć, infografik i innych elementów strony bez zgody Wydawcy są zabronione.
▲  Do góry strony