Biometan będzie nam bardzo potrzebny, ale kupimy go z Niemiec

Zdjęcie: Fot. Nasz Prąd S.A. Autor zdjęcia: Nasz Prąd S.A.

Kto kupi w Polsce biometan? Pytanie wydaje się dziwne, ale oddaje stan umysłów części decydentów, inwestorów i osób zajmujących się przygotowaniem inwestycji biometanowych.

Klienci na biometan to:

1. Transport, który zobowiązany jest do realizacji Narodowego Celu Wskaźnikowego (NCW) i redukcji emisji
2. Elektroenergetyka (elektrownie i elektrociepłownie)
3. Ciepłownictwo
4. Przemysł i usługi

W państwach UE zapotrzebowanie na biometan w zależności od kraju rozkłada się bardzo różnie co zilustrowano na wykresie 1

Wykres 1, Źródło: EBA Statistical Report 2023

Na początku marca 2025 r. Prezydent RP podpisał ustawę z dnia 21 lutego 2025 r. o zmianie ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych oraz niektórych innych ustaw, wdrażającą w dużej mierze (ale nie do końca) do polskiego systemu prawnego Dyrektywę RED II.

W założeniu miała ona określić sposób realizacji europejskiego Zielonego Ładu w obszarze wykorzystania odnawialnych źródeł energii, w szczególności biopaliw i biokomponentów – w horyzoncie 2030 r. Już ona sama stawiała przed krajami członkowskimi UE ambitne cele – w tym konieczność osiągniecia 14,9-procentowego udziału energii pochodzącej z OZE w transporcie.

Realizacja celu OZE ma zostać osiągnięta przede wszystkim przy wykorzystaniu:

1. biokomponentów pochodzących z surowców spożywczych lub pastewnych,

• biokomponentów zaawansowanych wytworzonych z surowców odpadowych lub pozostałości,
• odnawialnej energii elektrycznej.

Ustawa uzupełnia katalog paliw, którymi można realizować NCW. Paliwem umożliwiającym realizację NCW będzie mógł być biometan, w tym wprowadzony do sieci gazowej, który w celu końcowego zużycia trafił na stacje np. bioCNG.

Niestety w tej podobnie jak w wielu innych ustawach przyjmowanych po 1989 r. popełniono pewien błąd, który będzie miał swoje konsekwencje. Dochodzenie do celu 14,9% nie następuje stopniowo, co byłoby impulsem do budowania rynku i tworzenia podaży na pojawiający się popyt. Osiągnięcie celu ma nastąpić skokowo zarówno po stronie podaży jak i popytu. Do 2030 r. NCW adekwatnie nie zmienia się od obecnego poziomu, po czym rośnie skokowo o 50% w ciągu roku. Zilustrowano to na wykresie 2.

Wykres 2

Konsumpcja paliw (z dodanymi już biopaliwami) w Polsce została przedstawiona na wykresie 3.

Wykres 3, dane: Raport POPiHN za 2024

Obecnie zazielenianie paliw trakcyjnych w Polsce odbywa się poprzed dodawanie do paliwa biodiesla (w uproszczeniu olej rzepakowy) i biobenzynę (odwodniony spirytus).

Czytelniczko, czytelniku zamknij oczy i wyobraź sobie iż jesteś nieźle prosperującym przedsiębiorcą w branży biopaliw wytłaczającym olej rzepakowy zwany w paliwach bioestrem. Za 5 lat popyt na zielone paliwa ma wzrosnąć o 50% co jest dla Ciebie szansą, tyle że…należy namówić okolicznych rolników aby siali o połowę więcej pól rzepakiem, należy wybudować nowy zakład, należy podpisać jakieś umowy z odbiorcami itd.

Odbiorcy będą jednak potrzebowali tego dobra za 5 lat i żaden dyrektor czy prezes ze spółki paliwowej nie chce podpisać umowy na dostawy czegoś co będzie dostarczane za 5 lat. Tym bardziej, iż ów cel wskaźnikowy może wypełnić nie tylko kupując bioester gdyż może np. kupić biometan a jaki będzie rynek i ceny różnych OZE za kilka lat nikt nie wie.

Z kolej większy areał to nie tylko konieczność zapłaty większych pieniędzy rolnikom niż mają z dotychczasowej nierzepakowej produkcji. Więcej trzeba będzie zapłacić wszystkim – nie tylko tym nowym, dodatkowym dostawcom, ale też obecnym. To oznacza odczuwalny wzrost kosztów. Czy się zwrócą nie wiadomo, bo nikt nie chce rozmawiać o zakupie za 5 lat. Rozbudowa olejarni to inwestycja, na którą należy zaciągnąć kredyt.

Jeżeli Ty masz obawy czy podjęłabyś się inwestycji, to bankier, który będzie miał udzielić Ci kredytu na dodatkową inwestycję rozwojową ich ilość podniesie do potęgi 3. Zażąda większego wkładu własnego, większego zabezpieczenia (np. hipoteka) czy większego oprocentowania.

Podobna sytuacja będzie w przypadku inwestora chcącego działać na rynku biometanu. Niby NCW rośnie, niby będzie popyt, ale ryzyka tworzone przez regulacje są zbyt duże.

Racjonalność działania prawodawcy uległaby poprawie gdyby ten sam cel został trochę inaczej zapisany w ustawie np. tak jak na wykresie 4.

Wykres 4

„Kujawski” do diesla, „Wyborowa” do benzyny

Po pierwsze, stopniowe dochodzenie do celu, po drugie minimalna obowiązkowa ilość biometanu, którą należałoby kupić aby wypełnić NCW, po trzecie nakreślenie perspektywy lat 12 czy 15. Taka jest adekwatna perspektywa inwestycyjna, a nie tylko do 2030 r. W odczuwalny sposób zredukowałoby to ryzyka po stronie dostawców, ale także odbiorców przyczyniając się do podejmowania decyzji zakupowych, kontraktacyjnych i inwestycyjnych.

Zakładając iż 1 litr oleju napędowego to ekwiwalent 1,3 m³ biometanu 1% polskiego rynku ON to 286 mln m³ biometanu. Tym samym zaprezentowany 2% udział obowiązkowy biometanu wygenerowałby popyt na 572 mln m³ biometanu lub prawie 900 mln m³ biogazu (np. autobusy miejskie w Szwecji jeżdżą na biogazie).

Z obecnymi przepisami będziemy podążali w kierunku wzrostu importu biopaliw oraz fikcyjnego obrotu dokumentacją (co ma miejsce na rynku paliw od kilkunastu lat).

Proponowana tutaj a zmodyfikowana ustawa o biopaliwach dałaby pewną, może nie dużą, ale jednak podwalinę regulacyjno-inwestycyjną do budowania podaży OZE w celu realizacji kolejnej dyrektywy o odnawialnych źródłach energii czyli RED III. O

Obecnie o ile chodzi o rozwój rynku biopaliw od lat wcielamy w życie filozofię inżyniera Mamonia z filmu "Rejs" - lubimy to co znamy, robimy to co znamy, czyli dolewamy „Kujawskiego” do oleju napędowego i „Wyborowej” do benzyny.

RED (III) is bad?

Kiedy zastygał atrament na ustawie podpisanej przez prezydenta, nad Polską już wisiał obowiązek wdrożenia do połowy maja 2025 r. poprawionej dyrektywy RED II czyli RED III. W ramach Pakietu Fit for 55 Rada UE w 2023 r. zdecydowała, iż wcześniej założone cele redukcji emisji CO2 o 40%, wzrosną do 55% w horyzoncie 2030 r. Udział OZE w europejskim miksie energetycznym powinien wynieść minimum 42,5%. o ile chodzi o transport przewidziano możliwość realizacji celów klimatycznych na dwa sposoby:

1. osiągając minimalnie redukcję gazów cieplarnianych o 14,5 proc. do 2030 r. lub
2. osiągając minimum 29% udziału OZE w końcowym zużyciu energii w transporcie do 2030 r.

Które rozwiązanie zostanie przyjęte, pozostawiono do decyzji danego państwa członkowskiego.

Trzeba mieć bujną wyobraźnię aby zakładać, iż do 2030 r. 29% transportu będzie zeroemisyjne. Oznacza to bowiem, iż co trzeci samochód osobowy, dostawczy i ciężarowy będzie elektryczny lub będzie jeździł na gazie (bioLNG i bioCNG). Co trzeci samochód z 250 mln zarejestrowanych samochodów w UE na prąd lub biogaz/biometan w ciągu 7 lat…

W celu zilustrowania z czym będą mierzyć się państwa UE w tym Polska warto popatrzeć czym i w jakich ilościach państwa UE wypełniają swoje NCW.

Wykres 5, Dane: Renewable Energy in Transport Barometer, Euroobserv’er, November 2024

Na wykresie 6 przedstawiono konsumpcję biopaliw w kilku wybranych państwa UE.

Wykres 6, Dane: Renewable Energy in Transport Barometer, Euroobserv’er, November 2024

Rynek biogazu i biometanu także zaczyna mieć swój udział w zazielenianiu paliw transportowych z tym, iż w poszczególnych krajach kształtuje się od dość zróżnicowanie co przedstawia wykres 7.

Wykres 7, Dane: Renewable Energy in Transport Barometer, Euroobserv’er, November 2024

Całkowita konsumpcja nośników energii kwalifikowanych jako OZE w UE w 2023 r. wyniosła 20,88 mln toe i miał 10% udział w rynku paliw transportowych w całej UE.

Można odnieść przemożne wrażenie, iż o ile chodzi o dekarbonizację transportu udziela się nam zarządzanie przez trzymanie kciuków (Sędzia w Panu Tadeuszu ujął to lapidarniej -„szlachta na koń wsiędzie, ja z synowcem na czele i jakoś to będzie”).

Pozostaje mieć nadzieję, iż ustawa wdrażająca RED III do prawa polskiego nie będzie jak cebula, im bardziej ją oglądać, tym bardziej będziemy płakać.

Ciepła cierpliwość

Ciepłownictwo systemowe pragnie każdej cząstki ciepła wytworzonego z OZE. 80% systemów ciepłowniczych w naszym kraju nie spełnia kryteriów efektywnego systemu ciepłowniczego i ciepło z OZE powinno być dla nich wybawieniem, mapa 1 ilustruje obrazowo kolorem czerwonym systemy nie posiadające statusu efektywnego systemu ciepłowniczego.

Mapa 1, Źródło: Izba Gospodarcza Ciepłownictwo Polskie

Dyrektywa o efektywności energetycznej (EED) zawiera w sobie przepisy dotyczące zmian definicji efektywnego systemu ciepłowniczego. Efektywność w tym przypadku nie dotyczy ograniczania strat tylko sposobów wytworzenia energii. Na wykresie powyżej zilustrowano w jaki sposób wg EED ma zmieniać się efektywny system ciepłowniczy i tak do końca 2027 r. o ile w ciągu roku w systemie ciepłowniczym 50% ciepła wytarzana jest z OZE albo 50% z ciepła odpadowego albo 75% z kogeneracji albo 50% z dowolnego procentowo miksu ciepła odpadowego, OZE i kogeneracji.

Taki system będzie uznawany za efektywny energetycznie. W kolejnych latach wzrasta znaczenie OZE i ciepła odpadowego a maleje kogeneracji, tyle iż kogeneracja także może być OZE. Pod warunkiem iż będzie używała biogazu lub biometanu na swoje potrzeby. Wykres 8 prezentuje jak do 2050 będą zmieniały się kryteria zakwalifikowania danego systemu ciepłowniczego jako systemu efektywnego.

Wykres 8

Obecnie sektor ciepłowniczy realizuje swoje zobowiązania OZE, wykorzystując biomasę. Odpowiada ona za 95% OZE (58 mln GJ) zużywanych w sektorze ciepłowniczym a biogaz za promilową część (0,34 mln GJ). Innym kryterium efektywnego systemu ciepłowniczego jest wielkość emisji zilustrowana na wykresie 9.

Wykres 9

Nowe i znacząco zmodernizowane jednostki wysokosprawnej kogeneracji (HECHP) muszą osiągnąć wartość progową emisji gazów cieplarnianych poniżej 270 g CO2/kWh
do 12.04.2025. Wszystkie muszą jednostki wysokosprawnej kogeneracji muszą osiągnąć ten wskaźnik od 01.01.2034 r.

Odleglejsza perspektywa dekarbonizacji podaje ciepłownictwu złudną dawkę spokoju. Troski o dekarbonizację paliwa przejściowego (gaz ziemny) nie znajdują się na liście priorytetów zbyt wysoko. Spółki ciepłownicze zainteresują się na poważniej pozyskiwaniem biogazu i biometanu po roku 2030 czy też bliżej 2035.

Tak samo odległą perspektywę, z dzisiejszego punktu widzenia, na zgłaszanie popytu ma elektroenergetyka. Będą oczywiście w branży ciepłowniczej i elektroenergetycznej pionierzy odpowiednio wcześniej podejmujący działania mające na celu pozyskiwanie biometanu i czy biogazu do dekarbonizacji, ale póki co będą stanowili oni wyjątki.

Co chatka to zagadka

Takim właśnie określeniem można opisać podejście przemysłu i usług do potencjalnych obecnych i przyszłych zakupów biometanu czy biogazu, o ile presja odbiorców na związana z zazielenianiem nie jest wielka a powoduje wzrost kosztów i spadek konkurencyjności (sprzedaży) to praktycznie podchodzące do swej działalności podmioty nie będą tego czyniły.

Przedsiębiorstwa muszą mieć perspektywą przekładalności ponoszonych kosztów na przychody czy to w ujęciu negatywnym (jeżeli tego nie zrobimy to stracimy przychody) lub pozytywnym (jeżeli to zrobimy nasze przychody wzrosną), Brak takiego związku pomiędzy kosztami a przychodami generował będzie postawę neutralną czyli utrzymywanie status quo. Branże jakie mają motywację do zmiany to te które:

1. mają zagraniczne centrale wymuszające na nich dekarbonizacje
2. są eksporterami i odbiorcy (przede wszystkim zlokalizowani w UE) żądają przy dostawie produktu lub usługi określenia śladu węglowego (np. eksporterzy produktów mlecznych)
3. mają wysokie marże a koszty nośników energii nie są dla nich szczególnie istotną pozycją z rachunku kosztów (np. banki)
4. dzięki zazielenieniu swojej oferty (produkt lub usługa) mogą uzyskać wyższe marże lub zachować obecne (np. pewien polski producent miedzi)

Biometan na cele własne operatorów

Jako praktyczny przykład podejścia przedsiębiorstw można podać podać przykład operatorów infrastruktury gazowej. Jednymi z podmiotów jakie mogłyby być, a choćby mając na względzie raportowanie ESG, powinny być zainteresowane zakupami biometanu na potrzeby własne są operatorzy systemu przesyłowego i systemów dystrybucyjnych.

Gdyby chcieli się całkowicie przestawić na używanie biometanu mogliby zgłosić popyt na poziomie około 120 mln m³ biometanu rocznie (wyłączono zużycie gazu przez terminal LNG w Świnoujściu). Pytanie najważniejsze - w jakim tempie Prezes URE wyznaczający taryfy i zaliczający lub nie poszczególne wydatki do kategorii kosztów uzasadnionych chciałby uwzględniać wyższe koszty zakupu biometanu w taryfie przesyłowej i dystrybucyjnej. Do obliczeń kosztów zilustrowanych na wykresie 10 przyjęto następujące założenia

1. Z braku danych założono iż od całości zużycia gazu ziemnego od 2028 r. będzie płacony ETS i ETS2
2. Optymistycznie założono, iż instalacje produkujące biometan a zakontraktowane przez OSP i OSD będą wprowadzały gaz do sieci w 2028
3. Cenę gazu ziemnego, kurs euro i cenę uprawnienia do emisji przyjęto z dnia 30 maja 2025 r.
4. Założono, iż OSPg i OSDg kontraktują indywidualnie w kontraktach wieloletnich biometan i ponoszą wyższe koszty jego zakupu
5. Cena biometanu 450 PLN/MWh.

Wykres 10, Źródło: Obliczenia własne na podstawie sprawozdań Gaz System, PSG, URE

Operatorzy gazociągów w długim terminie mogliby zakontraktować (w zależności od przyjętej wielkości biometanowni) od 6 do 15 takich obiektów. Mogliby, ale tego nie czynią gdyż nie czują presji regulacyjnej. Teoretycznie motywacją mogłoby być po pierwsze chęć dania przykładu, po drugie impuls do rozwoju rynku na jakim tak czy owak będą działać, po trzecie raportowanie ESG.

ESG - Ewidentnie Się Guzdrze

Teoretycznie raportowanie ESG w skład którego wchodzi E jak environment czyli środowisko ma motywować przedsiębiorstwa do dekarbonizacji i zazieleniania swojej działalności wymuszając używanie technologii zero i niskoemisyjnych.

ESG oprócz od razu widocznego wzrostu zatrudnienia wymuszonego przez konieczność sporządzania raportów jest póki co miękkim narzędziem wymuszania zmian w gospodarce a kolejne obszary gospodarki jakie będą nim objęte będą wchodziły stopniowo. Ponadto w ramach wykazywania się „zielonością” wiele podmiotów będzie rozkładało swoją dekarbonizacje na dłuuugie lata oraz będzie korzystało bardziej z zielonej wytwarzanej już energii elektrycznej niż z biometanu (którego na rynku nie ma i gwałtownie się nie pojawi).

Tym samym od strony praktycznej trudno w najbliższych latach liczyć na popyt na biometan przez podmioty gospodarcze na skutek konieczności sporządzania raportów ESG o ile koszty z tym związane będą przeważały nad korzyściami. Od tej reguły są już w tej chwili są i będą w przyszłości wyjątki, tyle iż na razie są i będą one wyjątkowe.

Nie ma próźni

Józef Stalin w czasie przyjęcia wydanego na Kremlu z okazji zakończenia II Wojny światowej wznosząc jeden z toastów powiedział „naród rosyjski jest wielki ponieważ czeka, cierpi, ufa i ma nadzieję”. Delikatnie zmieniając ów cytat można go dedykować podmiotom z branży biogazu i biometanu.

Nasi sąsiedzi wprowadzając w odpowiedni sposób u siebie dyrektywę RED II zbudowali odpowiednimi regulacjami rynek na którym jest podaż i jest popyt.

Popyt jest taki, iż mamy w tej chwili z Polsce na w pobliżu zachodniej granicy budowane biometanownie, które w 100% na kolejnych kilka lat produkcji zakontraktowane zostały przez niemieckie spółki. Rozwinięty duński przemysł przetwórstwa odpadów na biometan kupuje w RP odpady i wozi je kontenerami przez morze do ojczyzny klocków Lego. Także z RFN panuje pełna współpraca, oni nam podrzucają m.in. 20 letnie panele fotowoltaiczne a my im odpady, z których oni produkują biometan, który my od nich następnie kupujemy i będziemy kupowali. W ten jakże wygodny dla naszych sąsiadów sposób wpisujemy się w międzynarodowy podział pracy i bogactwa…

Umiesz liczyć, licz na szczęście

Odbywają się kolejne kongresy i sympozja gdzie (potencjalni) uczestnicy w stymulując się intelektualnie ćwiczą się w językoznawstwie synchronicznym opowiadając jaki mamy potencjał w Polsce w biogazie i biometanie. Jednocześnie wielu z nich maszeruje uczuciowo krawędzią kładki nad rozpadliną rozpaczy kiedy obserwują coraz bardziej otaczającą ich rzeczywistość, gdyż na razie mistrzowie białej taktyki (administracja) operacjonalizują zieloną (unijną) strategię w taki sposób, iż „ta operacjonalizacja ma duże pole do optymalizacji”.

Prawie 100 lat temu duński noblista z fizyki Niels Bohr zaprosił swojego bardzo uzdolnionego studenta do domu, student przed drzwiami domu widzi wielką podkowę i mówi „panie profesorze, chyba pan nie wierzy, iż to przynosi szczęście?!” na co miejsc Bohr odpowiedział „oczywiście, iż nie wierzę ale to ma podobno tak wielką moc, iż działa choćby wtedy kiedy w to się nie wierzy”.

Zawieśmy zatem podkowy przed swoimi drzwiami, o ile dyrektywy UE, wyliczenia, wyzwania i argumentacja przynoszą mizerny efekt to może czas zacząć liczyć na szczęście.