Biometan należy obecnie do nielicznych nośników energii, które mogą zostać włączone do istniejącej infrastruktury gazowej bez konieczności jej zasadniczej przebudowy. Z tego względu stanowi on narzędzie szczególnie użyteczne w dekarbonizacji sektorów trudnych do redukcji (ang. hard-to-abate), w których elektryfikacja jest ograniczona względami technologicznymi lub ekonomicznymi. Jego znaczenie dodatkowo rośnie w świetle unijnych celów, dotyczących wprowadzania biometanu do sieci oraz wymogów w zakresie certyfikacji i raportowania śladu węglowego, przesądzających o możliwości zaliczenia biometanu do realizacji celów klimatycznych.
Rola biometanu w transformacji energetycznej
Transformacja energetyczna w Europie w ostatnich latach koncentrowała się na elektroenergetyce i ciepłownictwie systemowym. Tymczasem pozostaje grupa sektorów, wciąż niedostatecznie objęta działaniami dekarbonizacyjnymi. Należą do niej m.in. transport ciężki
i częściowo jeszcze komunalny, część żeglugi śródlądowej, rolnictwo zmechanizowane oraz przemysł korzystający z gazu jako paliwa procesowego. Są to w dużej mierze sektory trudne do redukcji. W tych obszarach pełna elektryfikacja jest technicznie lub ekonomicznie utrudniona, a wymiana całej infrastruktury paliwowej oznaczałaby bardzo wysokie koszty. Biometan, dzięki zgodności z istniejącą infrastrukturą gazową oraz możliwości podawania go do sieci (ang. biomethane-to-grid), może pełnić funkcję rozwiązania przejściowego, pozwalając obniżyć ślad węglowy obecnych instalacji i pojazdów bez ich natychmiastowej wymiany. Plan REPowerEU (plan działania Komisji Europejskiej z 2022 r., ukierunkowany na uniezależnienie UE od importu paliw kopalnych) zakłada produkcję 35 mld m³ biometanu rocznie – do 2030 r. Jednocześnie promuje wykorzystanie odpadów oraz pozostałości jako substratów, dzięki czemu biometan może generować bardzo niski, a w części przypadków nawet ujemny bilans emisji. W dokumentach unijnych wskazuje się go wprost jako jedno z narzędzi osiągania neutralności klimatycznej w latach 30. XXI wieku.
Zastosowania w transporcie i sektorach trudnych do redukcji
Jednym z kluczowych obszarów zastosowań biometanu jest transport drogowy, zwłaszcza ciężarowy oraz lokalny transport komunalny. Pojazdy zasilane sprężonym lub skroplonym gazem ziemnym mogą – bez konieczności wprowadzania istotnych modyfikacji technicznych – wykorzystywać biometan w postaci bioCNG (sprężony biometan, ang. compressed biomethane) lub bioLNG (skroplony biometan, ang. liquefied biomethane). W obu wariantach biometan może być stosowany jako paliwo typu drop-in (paliwo możliwe do użycia w już eksploatowanych silnikach gazowych).
Oznacza to, że emisje z paliwa można obniżyć, nie wymieniając całej floty. Podobnie
w ciepłownictwie i w przemyśle małoskalowym, wprowadzenie biometanu do sieci gazowej pozwala zmniejszyć emisyjność całego wolumenu zużywanego gazu, nawet jeśli konkretny zakład nie ma fizycznego dostępu do biometanowni. Model tzw. green-gas działa pod warunkiem istnienia wiarygodnego systemu bilansowania masy i certyfikacji. W rolnictwie
i przetwórstwie żywności biometan może dodatkowo powstawać w bezpośrednim sąsiedztwie źródła substratu, co zmniejsza koszty logistyczne i ryzyko wahań podaży.
Polski potencjał i stan wdrożenia
Polska ma relatywnie korzystne warunki surowcowe do rozwoju biometanu: duży sektor rolny, znaczne ilości odchodów zwierzęcych i pozostałości z przetwórstwa, a także rosnący strumień bioodpadów komunalnych. Mimo to w kraju funkcjonuje obecnie tylko jedna instalacja produkująca biometan do sieci, podczas gdy ponad czterysta biogazowni wytwarza wyłącznie energię elektryczną i ciepło.Wciąż zatem występuje rozbieżność między potencjałem surowcowym a faktyczną liczbą instalacji biometanowych.
Przyczyn jest kilka. Po pierwsze, systemy wsparcia były dotąd skoncentrowane na klasycznych biogazowniach rolniczych i na produkcji energii elektrycznej, a nie na modelu wprowadzania biometanu do sieci. Funkcjonujące dotąd mechanizmy typu feed-in tariff (gwarantowana cena zakupu energii elektrycznej z OZE, ustalana administracyjnie na określony czas) i feed-in premium (dopłata do ceny rynkowej energii, wypłacana wytwórcy OZE, aby zapewnić mu opłacalność) gwarantowały cenę sprzedaży energii elektrycznej z biogazu, w praktyce nie obejmując w wystarczającym stopniu przyłączy biometanowych ani kosztów uzdatniania gazu do jakości sieciowej. Po drugie, infrastruktura przyłączeniowa i zasady wtłaczania gazu
o jakości sieciowej dopiero są doprecyzowywane przez operatorów systemów gazowych (m.in. wymagania jakościowe, punkty przyłączenia, podział kosztów). Po trzecie, krajowy rynek odbioru – zwłaszcza po stronie transportu – nie generuje jeszcze wystarczającego, przewidywalnego popytu na biometan certyfikowany, który mógłby uzasadnić inwestycje
w nowe instalacje.
W efekcie potencjał techniczny jest obecnie wyższy niż realna, rynkowa produkcja biometanu. Z punktu widzenia branży oznacza to, że bez równoległego uruchomienia instrumentów po stronie popytowej – w transporcie (obowiązek udziału paliw odnawialnych), w ciepłownictwie (możliwość rozliczania biometanu jako OZE) oraz w realizacji celów dyrektywy RED (ang. Renewable Energy Directive, dyrektywa UE dotycząca promowania OZE) – rozwój instalacji będzie wolniejszy, niż zakładano.
Certyfikacja i ślad węglowy – podstawa rynku biometanu
W przypadku biometanu o wartości gospodarczej coraz częściej decyduje nie tylko sam wolumen, ale także „atrybut pochodzenia”. Tylko gaz, którego pochodzenie, rodzaj substratu, ślad węglowy oraz sposób wprowadzenia do sieci są udokumentowane w zgodzie z wymogami unijnymi, może zostać zaliczony do realizacji celów w transporcie lub sprzedany z premią. Systemy gwarancji pochodzenia oraz stosowany w UE system bilansowania masy umożliwiają odbiorcy w innym kraju UE „zakup” biometanu wyprodukowanego fizycznie w Polsce, pod warunkiem, że dany certyfikat jest uznawalny transgranicznie. Równolegle rozwijana unijna baza danych dla bilansowania masy ma umożliwić wyeliminowanie podwójnego przypisywania atrybutów i ułatwić handel między państwami członkowskimi. Brak pełnej harmonizacji takich systemów w Europie ogranicza obecnie płynność handlu. Dla producentów w Polsce oznacza to konieczność od początku projektowania instalacji pod ścisłą ewidencję substratów, emisji procesowych i zużycia energii pomocniczej. Jest to kosztowne, ale bez takiego podejścia biometan nie będzie mógł zostać uznany za paliwo niskoemisyjne w sensie prawnym. Dodatkowo certyfikacja porządkuje kwestię śladu węglowego: pozwala rozróżnić instalacje oparte na odpadach rolniczych i komunalnych (zwykle bardzo niski ślad) od tych, które korzystają z upraw energetycznych (ślad wyższy i bardziej zmienny).
Praktyki zagraniczne – wzorce dla polskiego rynku
Państwa, które rozwinęły rynek biometanu najszybciej, zrobiły to dzięki jednoczesnemu uruchomieniu trzech elementów: przyłączeń do sieci, certyfikacji uznawanej przez rynek oraz obowiązku/bonusu po stronie odbiorcy. W Danii, która planuje pokryć całe zużycie gazu biometanem przed 2030 r., funkcjonuje prawo „right to inject” (prawo do wprowadzenia biometanu do sieci, jeśli spełnia wymagania jakościowe), krajowy rejestr gwarancji pochodzenia i transparentne zasady dzielenia kosztów przyłączenia, co przyczyniło się do szybkiego wzrostu udziału biometanu w krajowym miksie gazowym. W Danii i Holandii biometan w sieci jest standardem dzięki taryfom przyłączeniowym i wyraźnemu popytowi ze strony transportu i przemysłu. W Niemczech rozwój napędzany był m.in. długoterminowymi kontraktami i możliwością sprzedaży „zielonego” gazu odbiorcom spoza bezpośredniego zasięgu biometanowni. Doświadczenia te jednoznacznie wskazują, że sam potencjał substratowy nie wystarczy. Niezbędne są stabilne zasady certyfikacji oraz wyraźny, długoterminowy sygnał popytowy, w szczególności w sektorach, w których zastosowanie elektryfikacji jest ograniczone.
Wnioski
Biometan nie jest rozwiązaniem uniwersalnym dla całej gospodarki, ale w sektorach trudnych do redukcji może w krótkiej i średniookresowej perspektywie przynieść realne obniżenie emisji, wykorzystując istniejące sieci i urządzenia. Warunkiem jest równoczesne uporządkowanie trzech obszarów: ram przyłączeniowych, systemu certyfikacji i raportowania śladu węglowego oraz instrumentów popytowych w transporcie i ciepłownictwie. Dla polskich wytwórców oznacza to konieczność projektowania i eksploatacji instalacji w standardzie zgodnym z wymaganiami europejskimi, gdyż wyłącznie w takim modelu biometan będzie mógł efektywnie konkurować na rynku unijnym.
Agnieszka Pilarska, Krzysztof Pilarski,
Uniwersytet Przyrodniczy w Poznaniu
Wydział Inżynierii Środowiska i Inżynierii Mechanicznej
