Pionierskie biogazownie mogą wypaść z rynku

W Polsce otwierane są kolejne biogazownie, a uwaga administracji, inwestorów i branży coraz wyraźniej przesuwa się w stronę biometanu. I choć to dobry kierunek, to w cieniu nowych inwestycji narasta problem instalacji, które przecierały szlaki polskiemu sektorowi biogazowemu kilkanaście lat temu. Problem istotny, bo w najbliższym czasie będzie dotyczył 37 bioelektrowni, którym kończy się okres wsparcia.

To często pionierskie instalacje, które nie tylko produkują stabilną energię z OZE. Przez lata wrosły w lokalną gospodarkę: odbierają pozostałości z rolnictwa i przemysłu rolno-spożywczego, kupują substraty od rolników, odprowadzają podatki do budżetów gmin, zatrudniają pracowników, a w niektórych przypadkach dostarczają mieszkańcom ciepło po przewidywalnych i niższych w porównaniu do średniej krajowej cenach.

Dziś właściciele tych biogazowni zadają pytanie: dlaczego państwo koncentruje się na budowie nowego rynku biometanu, jednocześnie ryzykując utratę działających, sprawdzonych biogazowni?

Wsparcie miało trwać 15 lat

Z formalnego punktu widzenia odpowiedź jest jasna. Systemy FIT i FIP projektowano jako mechanizmy ograniczone czasowo. Ministerstwo Klimatu i Środowiska na pytania „Magazynu Biomasa” odpowiada, iż piętnastoletni okres miał pozwolić inwestorom odzyskać nakłady, spłacić zobowiązania i osiągnąć przewidywalny zwrot z inwestycji. Po jego zakończeniu biogazownie mogą przez cały czas sprzedawać energię i ciepło na warunkach rynkowych oraz – o ile spełniają odpowiednie kryteria – korzystać z innych instrumentów, m.in. związanych z wysokosprawną kogeneracją.

Biogazownie, które przez kilkanaście lat funkcjonowały w ramach stworzonego przez państwo systemu wsparcia, nie powinny z dnia na dzień zostać pozostawione wyłącznie warunkom rynkowym

Problem polega na tym, iż po kilkunastu latach działania biogazownie przez cały czas generują duże koszty operacyjne, niezależnie od tego, czy inwestycja się zwróciła: są to m.in. koszty zakupu i transportu substratów, obsługi, serwisu, remontów czy zagospodarowania pofermentu. Jednocześnie po zakończeniu wsparcia w znacznie większym stopniu wystawione są na zmienne ceny energii.

– Nie ma jasnej ścieżki dla biogazowni, którym skończył się okres wsparcia – komentuje Aleksander Duch z Polskiego Stowarzyszenia Producentów Biogazu Rolniczego. – Nasi członkowie rozważają różne koncepcje, łącznie z wygaszaniem produkcji oraz likwidacją. w tej chwili nie ma konkretnych rozwiązań dla takich instalacji, ale dziś, kiedy sukces polityczny mierzy się liczbą komisji sejmowych i spotkań grup roboczych, a nie stworzeniem przepisów rozwiązujących konkretny problem, adekwatnie mnie to nie dziwi – zauważa gorzko A. Duch.

Czy przyszłością biogazowni wychodzących z systemu wsparcia jest przejście z modelu instalacji produkujących energię elektryczną w stronę zakładów utylizujących odpady? Dla części instalacji na pewno tak, ale taki scenariusz ma istotne ograniczenia, choćby dotyczące katalogu możliwych do zagospodarowania substratów. Biogaz rolniczy nie obejmuje np. tzw. bioodpadów ani zasadniczo osadów z komunalnych oczyszczalni ścieków, dlatego tego typu rozwiązanie byłoby możliwe dla instalacji, które mają wokół siebie silny przemysł rolno-spożywczy.

Pionierskie biogazownie zagrożone

Zamknięcie biogazowni rozważa Andrzej Galiński, właściciel spółki Biogal, do której należą trzy instalacje rolnicze zlokalizowane w województwie warmińsko-mazurskim. Największa z nich, o mocy 2 MW, opuści system wsparcia 28 stycznia 2027 r. Wszystkie trzy zakłady pracują w technologii kogeneracji, jednak podstawą przychodów spółki była dotychczas sprzedaż energii elektrycznej do sieci.

– Sprzedajemy również ciepło, ale nie generuje ono dużych przychodów. Także dlatego, iż jego niższa cena miała być swego rodzaju bonusem dla mieszkańców żyjących w pobliżu biogazowni. Co się stanie, kiedy pozbawimy ich tego taniego ciepła? – pyta retorycznie Andrzej Galiński.

To nie jedyna strata, z jaką zmierzy się gmina po zamknięciu w Boleszynie zakładu o mocy 2 MW.

– Roczne koszty tej instalacji tylko w podatku od nieruchomości to 300 tys. zł. O tyle mniej będzie wpływać do gminnej kasy – podkreśla prezes Biogal. Spółka analizuje możliwość przestawienia biogazowni na produkcję biometanu, jednak obowiązujący dziś system wsparcia wyklucza z niego instalacje o mocy powyżej 1 MW, a dla większych zakładów biometanowych przepisy są przez cały czas procedowane. Według szacunków prezesa Biogal, dostosowanie największej biogazowni do produkcji biometanu wymagałoby nakładów rzędu 30 mln zł. – Bez gwarancji stabilnego systemu wsparcia taka inwestycja jest dla nas nie do zrealizowania – zaznacza.

Dwie pozostałe instalacje przez cały czas będą objęte systemem wsparcia. – Dzięki tej kroplówce być moprzez jakiś czas damy radę utrzymać największą biogazownię. Pytanie tylko: jak długo? – pyta Galiński.

KONGRES BIOGAZU 2026 – W GRUDNIU SPOTKAMY SIĘ W WARSZAWIE

Sytuację komplikuje również coraz częstsze występowanie ujemnych notowań energii. Tylko 14 czerwca 2026 r. ujemne ceny na rynku dnia następnego TGE utrzymywały się przez dziewięć godzin. Dla instalacji, która po zakończeniu okresu wsparcia będzie w większym stopniu uzależniona od warunków rynkowych, oznacza to dodatkowe ryzyko ekonomiczne.

– Sygnalizowaliśmy ten problem w resorcie klimatu i środowiska, ale bezskutecznie. Chcemy przez cały czas działać, ale państwo nie daje nam dziś realnych możliwości – podsumowuje Galiński.

O sytuacji dobrze wie Unia Producentów i Pracodawców Przemysłu Biogazowego i Biometanowego. Jej prezes, Artur Zawisza, tak komentuje sprawę:

– Jako UPEBBI wraz z całym Porozumieniem dla Biogazu i Biometanu (P2B), liczącym osiem kluczowych organizacji branżowych, zabiegamy o pełną gwarancję opłacalności wytwarzania energii dla biogazowni z kończącym się w tej chwili obowiązującym systemem wsparcia. Na jednym z regularnych spotkań P2B z Departamentem Odnawialnych Źródeł Energii MKiŚ wystąpił przykładowy podmiot znajdujący się w tej sytuacji, który bardzo obrazowo nakreślił podbramkową sytuację biogazowni dobrze pracującej, ale zagrożonej tąpnięciem regulacyjnym. Dyrektorzy DOZE przedstawiali wariantowe drogi wyjścia z tej sytuacji, zawierające różne warianty legislacyjne, choć na tym etapie nie chciałbym ich bliżej charakteryzować, gdyż miały charakter roboczy i były przeznaczone do użytku wewnętrznego. Mogę jednak zapewnić, iż uczestnicy narady opuścili ją w dość obiecujących nastrojach – zapewnia prezes UPEBBI.

Mechanizm istnieje. Tylko przez cały czas nie działa

Ustawodawca dostrzegł problem już kilka lat temu. W 2023 r. do ustawy o OZE wprowadzono tzw. wsparcie operacyjne, przeznaczone m.in. dla instalacji, którym zakończył się dotychczasowy system wsparcia. Dla biogazowni o mocy do 1 MW ma ono działać w formule dopłaty do ceny rynkowej, maksymalnie przez 10 lat, jednak nie dłużej niż do końca 2034 r. Dla większych instalacji przewidziano aukcje na wsparcie operacyjne. Przepisy weszły w życie 30 czerwca 2026 r.

Tyle iż biogazownie przez cały czas nie mogą z tego rozwiązania skorzystać. URE wyjaśnia, iż stosowanie nowych przepisów jest uzależnione od decyzji Komisji Europejskiej, dotyczącej zgodności mechanizmu z zasadami pomocy publicznej. Dopóki taka decyzja nie zostanie wydana, regulacje pozostają w praktyce zawieszone.

MKiŚ informuje, iż zakończyło już dialog prenotyfikacyjny z Komisją Europejską i określiło możliwe kierunki dalszych działań. Kolejne kroki resort zapowiada do końca 2026 r.

Powstaje więc paradoks: rozwiązanie mające chronić istniejące instalacje formalnie już znajduje się w ustawie, ale w momencie, kiedy pierwsze biogazownie naprawdę go potrzebują, nie można go zastosować.

Rypin: „Co mamy powiedzieć miastu?”

Problem wyraźnie widać w Rypinie. Tamtejsza biogazownia działa od 2013 r. i została od początku zaprojektowana jako źródło energii elektrycznej oraz ciepła. Do miasta wybudowano blisko dwukilometrowy ciepłociąg. Latem instalacja pokrywa praktycznie całe zapotrzebowanie odbiorców na ciepłą wodę, zimą jej udział w dostawach ciepła sięga – zależnie od temperatury – ok. 15-20%. Wsparcie dla instalacji zakończy się za półtora roku.

Prezes biogazowni, Rafał Zglinicki, zwraca uwagę, iż w jej przypadku rozważany przez wielu biogazowników scenariusz biometanowy nie rozwiązuje problemu. Zakład ma sprawny model kogeneracyjny, istniejącą infrastrukturę i wieloletnią współpracę z miastem. Przestawienie instalacji na produkcję biometanu wymagałoby kolejnych wielomilionowych nakładów, a lokalna sieć gazowa nie jest przygotowana na odbiór całej możliwej produkcji.

– Co mam powiedzieć mieszkańcom miasta? Mamy dobrze wypracowany model, biogazownia jest serwisowana na bieżąco i w 100% sprawna. Teraz wykonaliśmy kolejną inwestycję, zwiększyliśmy moc o 0,5 MW i mamy przyłącze energetyczne – komentuje Rafał Zglinicki.

Oto mapa biogazowni rolniczych w Polsce!

Przypadek Rypina dobrze pokazuje, dlaczego biometan nie powinien być traktowany jako uniwersalna odpowiedź na problem wszystkich istniejących biogazowni, którym kończy się system wsparcia. Tam, gdzie przez lata powstał efektywny model kogeneracyjny, połączony z lokalnym systemem ciepłowniczym, jego utrzymanie może mieć większy sens gospodarczy i społeczny niż kosztowna przebudowa instalacji.

Na rynku pojawiają się jednak także rozwiązania, które mają pozwolić istniejącym biogazowniom wejść w system wsparcia dla biometanu bez całkowitej rezygnacji z dotychczasowego modelu kogeneracyjnego.

– Jednym z możliwych kierunków jest oczyszczanie biogazu do biometanu i budowa lokalnej sieci gazowej pomiędzy instalacją a kogeneratorem. Biogazownia przez cały czas może wówczas produkować energię elektryczną i ciepło, zmienia się natomiast nośnik energii – wyjaśnia Lech Wojciechowski z DUON. Jak dodaje, takie rozwiązanie może umożliwić instalacji skorzystanie z systemu wsparcia dla biometanu, w tym FIP, a w przyszłości także z systemu aukcyjnego. – Nasz dedykowany produkt dla biogazowni z kończącym się wsparciem umożliwia biogazowni dalsze działanie „as usual” – przekonuje Wojciechowski.

Rozbudowa biogazowni? Tak, ale…

Dla starszych instalacji barierą stają się także skomplikowane zasady kumulacji pomocy publicznej. o ile biogazownia korzystała wcześniej z pomocy inwestycyjnej, jej wartość może obniżać cenę referencyjną w systemie FIT lub FIP – pomoc przeliczana jest na wartość przypadającą na megawatogodzinę energii i odejmowana od ceny wsparcia.

Sytuacja komplikuje się, kiedy właściciel działającej od lat instalacji chce zwiększyć jej moc. Przepisy przewidują wprawdzie preferencyjne zasady dla biogazowni spełniających warunki ustawowej modernizacji – wcześniejsza pomoc inwestycyjna sprzed modernizacji nie jest wtedy uwzględniana przy ustalaniu nowej ceny – jednak nie każda rozbudowa automatycznie kwalifikuje się do tej kategorii. A to już powoduje, iż sposób prawnego i technicznego skonstruowania inwestycji może przesądzać o jej opłacalności.

Branża szuka więc własnych rozwiązań. Jednym z nich jest wydzielanie nowych jednostek wytwórczych lub podmiotów, które kupowałyby biogaz od istniejącej biogazowni i samodzielnie produkowały z niego energię. Nie jest to jednak prosty sposób na „wyzerowanie” historii pomocy publicznej. Obecne przepisy nakazują bowiem uwzględniać również pomoc inwestycyjną otrzymaną na instalację, w której powstał wykorzystywany biogaz – niezależnie od tego, kto był jej beneficjentem.

Biometan tak. Ale nie zamiast biogazu

Goodvalley, firma rolno-spożywcza z ponad 30-letnim doświadczeniem w Polsce, jest właścicielem 6 biogazowni rolniczych, z czego 3 są już poza systemem wsparcia. Czy grozi im zamknięcie? Nie, ale każda z instalacji musi być na bieżąco analizowana pod kątem produkcji energii i ciepła, doboru substratów i finalnego rachunku ekonomicznego.

– Biogazownie Goodvalley budowaliśmy z myślą o zagospodarowaniu pozostałości rolniczych, to była dla nas główna motywacja – podkreśla Anita Bednarek, dyrektor strategii i rozwoju w firmie. – Działalność instalacji, którym skończył się okres wsparcia, dostosowujemy na bieżąco do warunków rynkowych.

W niektórych lokalizacjach, w zależności od sytuacji rynkowej, ograniczamy moc w taki sposób, aby produkowane energia i ciepło wykorzystać na miejscu, czyli bez udziału sieci, bo ta generuje wysokie koszty za przesył. W przypadku innych rozważamy różne rozwiązania, w tym rezygnację z produkcji energii elektrycznej i wykorzystanie biogazu wyłącznie do produkcji ciepła na potrzeby sąsiadującej chlewni. Interesującym rozwiązaniem może też być włączenie instalacji biogazowych do spółdzielni energetycznej – dodaje ekspertka.

>>> KONGRES BIOGAZU 2026 – ZAREJESTRUJ SIĘ JUŻ DZISIAJ! <<<

Anita Bednarek podkreśla także, iż obecna sytuacja wymusza na zarządzających biogazowniami praktycznie codzienne kalkulacje, umożliwiające dostosowanie się do realiów rynkowych pod kątem substratów czy cen energii. Dodaje także, iż modernizacja instalacji budowanych kilkanaście lat temu, a więc bazujących na niemieckiej technologii Nawarro, jest bardzo trudna, dlatego firma na ten moment nie rozważa ich rozbudowy o moduły do produkcji biometanu. Goodvalley jest jednak w trakcie procedowania 2 biometanowni – firma jest w tej chwili na etapie uzyskiwania niezbędnych pozwoleń i decyzji środowiskowych.

– Perspektywa firm takich jak Goodvalley jest zupełnie inna niż przedsiębiorców, którzy zbudowali biogazownie, aby zarabiać na zielonej energii. Naszym głównym celem od początku było zagospodarowanie gnojowicy. Produkcja energii to dodatkowa rzecz, która przez lata pozwalała dywersyfikować przychody oraz stabilizować koszty. Takie podejście dobitnie pokazuje, iż biogaz powinien być rozwijany razem z produkcją rolną – jako jeden z jej elementów, a nie nadrzędny biznes – przekonuje Anita Bednarek.

Ministerstwo Klimatu i Środowiska samo podkreśla strategiczne znaczenie biogazu dla bezpieczeństwa energetycznego, zagospodarowania produktów ubocznych i odpadów rolniczych oraz realizacji transformacji energetycznej. Resort potwierdza również, iż docierają do niego postulaty przedsiębiorców obawiających się o dalsze funkcjonowanie instalacji po zakończeniu wsparcia. Jednocześnie na razie nie zdecydowano o stworzeniu odrębnego mechanizmu przeznaczonego specjalnie dla biogazowni wychodzących z FIT lub FIP.

Czy stać nas na utratę działających instalacji?

W Polsce przez lata dyskusja o biogazie koncentrowała się na tym, dlaczego nowych instalacji powstaje tak mało. Dziś biogazownie wreszcie są uruchamiane, a pierwszy polski biometan trafia do sieci. Rynek zaczyna nabierać tempa. Dlatego tak trudno zaakceptować scenariusz, w którym równocześnie możemy zacząć tracić instalacje, które powstały jako pierwsze. To ich właściciele przechodzili przez niedostosowane procedury administracyjne, budowali pierwsze modele współpracy z gminami i rolnikami, przecierali szlaki dla kolejnych inwestorów i przez kilkanaście lat udowadniali, iż biogazownia może być trwałym elementem lokalnego systemu energetycznego.

Jak wycenić wartość dyspozycyjnego źródła OZE, które pracuje niezależnie od pogody, zagospodarowuje odpady i pozostałości rolnicze, zapewnia lokalne ciepło i funkcjonuje jako część gospodarki gminy? Ustawodawca przewidział odpowiedź w postaci operacyjnego. Teraz najważniejsze jest, aby mechanizm zaczął działać, zanim część instalacji podejmie decyzje, których później nie da się łatwo odwrócić.

CHCESZ WIEDZIEĆ WIĘCEJ? CZYTAJ MAGAZYN „RYNEK BIOGAZU I BIOMETANU”:

Tekst: Jolanta Kamińska
Zdjęcie: Archiwum Goodvalley