Podejście do wytwarzania energii różni się w poszczególnych procesach w zależności od priorytetu nadanego formie w jakiej jest zużywana. Energia elektryczna i ciepło mogą być wytwarzane osobno lub w skojarzeniu. Proces produkcji ciepła jednocześnie z wytwarzaniem energii elektrycznej w elektrociepłowniach nazywamy kogeneracją, w uproszczeniu CHP (ang. Combined Heat and Power).

Warunkiem spełnienia definicji pojęcia kogeneracji jest osiągnięcie w procesie wytwarzania energii z paliwa określonej sprawności procesu przetworzenia energii z paliwa na energię wyjściową, wyrażonej wskaźnikiem PES (ang. Primary Energy Savings). Jest to możliwe tylko przy użytkowym zagospodarowaniu ciepła lokalnie lub w systemie ciepłowniczym oraz użytkowym wykorzystaniu energii elektrycznej. Kogeneracja, a w szczególności kogeneracja wysokosprawna, jest najbardziej efektywną technologią wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej w kogeneracji stanowi istotny udział w wytwarzaniu energii elektrycznej i ciepła w Polsce. Jest też najważniejsze dla transformacji energetyki na technologie niskoemisyjne i bezemisyjne. Kogeneracja gazowa ze względu na swoją elastyczność pracy uzupełnia lukę systemową przy braku generacji energii elektrycznej ze słońca, czy wiatru. Kogeneracja gazowa jest więc ważnym elementem bezpieczeństwa systemowego niezbędnym w transformacji energetycznej. Rozwój tej technologii wykorzystującej paliwo gazowe, zwłaszcza w ciepłownictwie systemowym, jest zarówno w Unii Europejskiej, jak i w Polsce promowany finansowym wsparciem inwestycyjnym oraz operacyjnym. Jak podaje raport roczny z funkcjonowania KSE z 2025 r. – łączna moc zainstalowana elektrociepłowni zawodowych w Polsce to 37,7 GWe, w tym elektrociepłowni gazowych to 6,2 GWe[1], co stanowiło 8,21% udziału. Obecna taksonomia, wynikająca z dyrektywy o efektywności energetycznej (EED)[2], definiująca pojęcie wysokosprawnej kogeneracji – wyklucza zastosowanie w kogeneracji wysokosprawnej paliwa węglowego już od 2026 r., a w kolejnych latach jeszcze bardziej zaostrza standardy dla paliw kopalnych. Bezpośrednie emisje CO₂ będą musiały wynosić mniej niż 270 g CO₂ na 1 kWh energii wyprodukowanej w procesie skojarzonego wytwarzania (w tym energii cieplnej/chłodniczej, energii elektrycznej i energii mechanicznej). Ponadto w taksonomii znalazły się zapisy zobowiązujące do projektowania i budowania kogeneracji gazowych w taki sposób, aby do dnia 31 grudnia 2035 r., mogły być one zasilane odnawialnymi lub niskoemisyjnymi paliwami gazowymi. Zastąpienie gazu ziemnego gazami niskoemisyjnymi ma dać efekt zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych o co najmniej 55% na kWh energii wyjściowej. I te zapisy w szczególności w warunkach polskich mogą być bardzo trudne, lub wręcz niemożliwe do spełnienia we wskazanej w unijnym rozporządzeniu perspektywie czasowej. Dlatego konieczna jest diagnoza sytuacji co do realności spełnienia zapisów nowej taksonomii i podjęcia ewentualnych działań co do derogacji jej zapisów dla Polski.

Celem przedstawionych dalej analiz rynku i prawa jest ocena skutków wdrożenia nowej taksonomii definiującej warunki jakie musi spełniać wysokosprawna kogeneracja gazowa w warunkach polskich. Hipoteza badawcza, sformułowana na potrzeby artykułu, zakłada, iż w warunkach polskich nie będzie możliwe realizacja założeń przejścia budowanych do 2030 wysokosprawnych kogeneracji na niskoemisyjne gazy na poziomie wymaganym taksonomią do 2035 r. i dlatego już w tej chwili konieczne jest rozpoczęcie procedury negocjacji derogacji w tym zakresie, w szczególności dla ciepłownictwa i przesunięcie zobowiązania do czasu realnego rozwoju rynku biometanu i wodoru.

Wprowadzenie

Podejście do wytwarzania energii różni się w poszczególnych procesach w zależności od priorytetu nadanego formie w jakiej jest zużywana. Może to być energia elektryczna i cieplna wytwarzane odrębnie lub jako energia elektryczna i ciepło użytkowe wytwarzane jednocześnie w kogeneracji. W energetyce zawodowej w wytwarzaniu energii elektrycznej w elektrowni dominuje priorytet energii elektrycznej nad ciepłem traktowanym jako produkt uboczny, a choćby odpad. Mamy wówczas do czynienia z elektrowniami o sprawności procesu produkcji energii o połowę mniejszej niż ma to miejsce w elektrociepłowniach. Zasada działania typowej elektrowni stanowi realizację procesów zachodzących w silniku cieplnym, co wymaga dostarczania i oddawania ciepła do otoczenia. Ciepło w tym procesie jest stratą, co wpływa na sprawność typowej elektrowni kondensacyjnej, która wynosi od 35% do 62%[3]. W ciepłownictwie priorytetem wytwarzania jest ciepło i każda jego forma jest maksymalnie wykorzystywana. W elektrociepłowniach zawodowych natomiast łączy się energetyka i ciepłownictwo, co poprawia znacząco sprawność procesu wytwarzania energii i minimalizuje zużycie paliwa. Zarówno w przypadku konwencjonalnych elektrowni, ciepłowni, jak i elektrociepłowni w celu wytworzenia energii spala się paliwo przetwarzając zawartą w nim energię w ciepło i energię elektryczną. Paliwem w procesie spalania może być węgiel, gaz, olej opałowy lub inne węglowodory z przemysłu oraz różne formy biomasy, w tym odpady. Proces produkcji ciepła jednocześnie z wytwarzaniem energii elektrycznej w elektrociepłowniach nazywamy kogeneracją, zwaną w uproszczeniu CHP (ang. Combined Heat and Power). Technologii kogeneracji jest wiele – od turbin parowych lub gazowych do silników gazowych. Jedną z najbardziej popularnych ciepłownictwie technologii są silniki na gaz ziemny. To urządzenia pozwalające na bardzo elastyczną pracę o dużej sprawności ogólnej i wysokiej sprawności wytwarzania energii elektrycznej z jednostki mocy zawartej w paliwie. Mają też duży katalog mocy do 1 MW oraz od 1 MW do 50 MW, co idealnie wpasowuje się w zróżnicowanie popytu na ciepło w okresie zimowym oraz w lecie. Poza sezonem zimowym bowiem zapotrzebowanie na ciepło służy tylko wytwarzaniu ciepłej wody użytkowej i spada choćby o 90% w stosunku do zapotrzebowania zimą. Kogeneracja gazowa często wybierana jest jako źródło ciepła i energii elektrycznej pracujące w podstawie całorocznej zapotrzebowania systemu ciepłowniczego na ciepło oraz na energię elektryczną na potrzeby własne. Nadwyżka energii elektrycznej jest przez ciepłownictwo wprowadzana do sieci elektroenergetycznej i sprzedawana.

Warunkiem spełnienia definicji pojęcia kogeneracji jest osiągnięcie określonej sprawności procesu przetworzenia energii z paliwa na energię wyjściową, wyrażonej wskaźnikiem PES (ang. Primary Energy Savings). Jest to możliwe tylko przy użytkowym zagospodarowaniu ciepła lokalnie lub w systemie ciepłowniczym oraz użytkowym wykorzystaniu energii elektrycznej. Dzięki zastosowaniu kogeneracji w wytwarzaniu ciepła zamiast konwencjonalnych ciepłowni spala się o 20% mniej paliwa i emituje o 20% mniej CO₂, niż gdyby ciepło i prąd produkowane były osobno. Dlatego kogeneracja, a w szczególności kogeneracja wysokosprawna, jest najbardziej efektywną technologią wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Jednak warunkiem koniecznym dla osiągniecia efektywności procesu jak wspomniano wyżej, jest użytkowe zagospodarowanie ciepła powstającego podczas wytwarzania energii elektrycznej. Jest to możliwe w przemyśle, w procesach technologicznych oraz w ciepłownictwie systemowym.

Według danych podawanych przez Izbę Gospodarczą Ciepłownictwo Polskie w procesie kogeneracji powstaje niemal 2/3 całego ciepła w Polsce. Dzięki temu zużywa się mniej paliwa, co sprzyja odporności państwa ograniczając potrzeby importu paliw, a ponadto efektem zastosowania kogeneracji jest ograniczenie ilości pyłów w powietrzu aż o 35 razy.[4] Te zalety zastosowania kogeneracji w ciepłownictwie sprawiają, iż ta technologia odnotowuje w ostatnich latach dynamiczny rozwój zarówno w UE, jak i w Polsce. Raport URE pt. Energetyka cieplna w liczbach – 2024^[5] wskazuje, iż kogeneracja gazowa będzie jedną z kluczowych technologii, które będą wspomagać proces dekarbonizacji energetyki i ciepłownictwa w Polsce do 2039 r. URE podaje, iż w2023 r. nastąpił wzrost liczby przedsiębiorstw wytwarzających ciepło w kogeneracji – ze 131 podmiotów do 140, co stanowi 36,7% udział w ogólnej ilości przedsiębiorstw ciepłowniczych raportujących do URE.[6]

Kogeneracja jest technologią, której rozwój był promowany w UE oraz Polsce na przestrzeni ostatnich lat. Jednak wsparcie oferowane jest tylko wówczas, gdy spełnia ona definicję wysokosprawnej kogeneracji zawierającą nie tylko rygorystyczne wymagania w zakresie sprawności mierzonej wskaźnikiem PES, ale także standardów emisyjnych. Taksonomia UE[7] oraz ustawa Prawo energetyczne[8] definiują pojęcie wysokosprawnej kogeneracji jako spełniającej następujący warunek: „oszczędność energii pierwotnej z paliwa uzyskana w układzie kogeneracyjnym względem układu rozdzielonego o referencyjnych wartościach większa niż 10% (PES)”. Nieco łagodniejsze są wymogi dla układów o mocy elektrycznej poniżej 1 MW, ponieważ efektywność układów małych najczęściej jest niższa. Wysokosprawna kogeneracja była i jest istotnym elementem na ścieżce dekarbonizacji energetyki. Kogeneracja pełni istotną rolę w obu systemach – energetycznym, poprawiając sprawność ogólną przetwarzania energii z paliw na wytwarzanie energii elektrycznej oraz w systemie ciepłowniczym – dając nowe, poza taryfowe, źródło przychodów oraz ograniczając koszty energii elektrycznej zużywanej na potrzeby własne. Co wpływa na niższe ceny ciepła. Stworzono więc dużo pakietów wsparcia rozwoju kogeneracji w formie bezzwrotnych dotacji oraz preferencyjnych innych form finansowania inwestycyjnego i operacyjnego. W Polsce ustawa o promowaniu kogeneracji wprowadza wsparcie w formie aukcji dla jednostek o mocy większej niż 1 MW (w paliwie) oraz premię kogeneracyjną dla małych jednostek o mocy poniżej 1 MW (w paliwie).

Wspomniana wyżej taksonomia wynikająca z dyrektywy o efektywności energetycznej (EED)[9], definiująca wysokosprawną kogenerację, wyklucza zastosowanie w niej paliwa węglowego od 2026 r., a w kolejnych latach zaostrza standardy. Bezpośrednie emisje CO₂ będą musiały wynosić mniej niż 270 g CO₂ na 1 kWh energii wyprodukowanej w procesie skojarzonego wytwarzania (w tym energii cieplnej/chłodniczej, energii elektrycznej i energii mechanicznej). Aktualna taksonomia przewidywała derogacje dla jednostek kogeneracyjnych uruchomionych przed 10 października 2023 r., które mogą być objęte odstępstwem od wymogu progu emisji CO₂ do dnia 1 stycznia 2034 r., pod warunkiem, iż mają plan stopniowego ograniczania emisji, tak by do dnia 1 stycznia 2034 r. osiągnęły wysokość nieprzekraczającą próg 270 g CO₂ na 1 kWh, i iż zgłosiły ten plan odnośnym operatorom i adekwatnym organom. Taksonomia przewiduje także, iż obiekty zaliczane do wysokosprawnej kogeneracji na paliwo gazowe, dla których pozwolenie na budowę zostanie wydane po jej wejściu w życie do dnia 31 grudnia 2030 r., muszą spełnić wszystkie poniższe warunki:

1. uzyskują oszczędności energii pierwotnej wynoszące co najmniej 10% w porównaniu z odniesieniami do rozdzielonej produkcji energii cieplnej i energii elektrycznej;
2. bezpośrednie emisje gazów cieplarnianych wynikające z działalności są niższe niż 270 g ekwiwalentu CO₂/ kWh energii wyjściowej;
3. nie mogą zastępować odnawialnych źródeł energii (wynik oceny porównawczej jest publikowany i podlega konsultacjom z zainteresowanymi stronami);
4. muszą zastępować istniejącą wysokoemisyjną działalność polegającą na skojarzonym wytwarzaniu energii cieplnej/chłodniczej i energii elektrycznej, oddzielną działalność związaną z wytwarzaniem energii cieplnej/chłodniczej lub oddzielną działalność polegającą na wytwarzaniu energii elektrycznej, która wykorzystuje stałe lub płynne paliwa kopalne;
5. modernizacja obiektu nie zwiększa zdolności produkcyjnych obiektu;
6. nie mogą przekraczać zdolności produkcyjnej zastępowanego obiektu;
7. obiekt jest zaprojektowany i zbudowany w taki sposób, aby wykorzystywał odnawialne lub niskoemisyjne paliwa gazowe, a przejście na pełne wykorzystanie odnawialnych lub niskoemisyjnych paliw gazowych nastąpi do dnia 31 grudnia 2035 r., przy czym zobowiązanie w tym zakresie i weryfikowalny plan zostaną zatwierdzone przez organ zarządzający przedsiębiorstwa;
8. zastąpienie prowadzi do zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych o co najmniej 55% na kWh energii wyjściowej. [10]

I w szczególności dwa ostatnie punkty w warunkach polskich mogą być bardzo trudne, lub wręcz niemożliwe do spełnienia we wskazanej w unijnym rozporządzeniu perspektywie czasowej. w tej chwili pracujące i budowane w Polsce jednostki kogeneracji gazowej spalają gaz ziemny bez realnego planu konwersji z uwagi na brak rynków gazów niskoemisyjnych – biometanu lub wodoru. Ponieważ rynki tych gazów nie istnieją. Zapisy taksonomii w zderzeniu z realiami rynku w Polsce powodują więc „ryzyko niespójności” zobowiązań wynikających z zapisów prawa i możliwości ich realizacji w wyznaczonym terminie. Konsekwencją może być utrata możliwości wsparcia i kontynuacji rozwoju kogeneracji dzięki dofinansowaniu inwestycyjnemu i operacyjnemu pomimo, iż przez cały czas jest ona potrzebna systemowo zarówno w energetyce, jak i ciepłownictwie. Należy więc zdiagnozować problem i odpowiedzieć sobie na pytanie: czy do 2035 realne będzie przejście na gazy niskoemisyjne w kogeneracjach zaliczanych aktualnie do wysokosprawnych w Polsce? A jeżeli nie, to już należy wszcząć procedury derogacji zapisów taksonomii w EU dla Polski w tym zakresie. Aby nie przespać czasu potrzebnego na skuteczne i efektywne negocjacje.

Mając na uwadze, iż gazy odnawialne i niskoemisyjne to paliwa gazowe o mniejszym śladzie węglowym niż paliwa kopalne. Gazy odnawialne można produkować ze źródeł organicznych lub z innych niż biologiczne źródeł odnawialnych (z użyciem elektryczności), należą do nich:

• biogazy,
• biometan,
• wodór odnawialny,
• metan syntetyczny.

Natomiast gazy niskoemisyjne to gazy, które nie są produkowane z odnawialnych źródeł energii, ale w pełnym cyklu życia generują minimum 70% mniej gazów cieplarnianych niż gaz ziemny.

Czy mamy w tej chwili rynek gazów niskoemisyjnych w Polsce, na którym można zakontraktować dostawy za pośrednictwem sieci gazowej, do której przyłączona jest kogeneracja gazowa? A jeżeli nie, to czy jest szansa na rozwój tego rynku przed rokiem 2035 r., tak aby pracujące już w systemie oraz budowane instalacje kogeneracyjne spełniły zapisy taksonomii? Do spalania jakiej mieszanki paliwa gazowego z sieci gazowej z biometanem powinny być przystosowane jednostki kogeneracji? W kontekście znaczenia kogeneracji gazowej w ciepłownictwie i systemie elektroenergetycznym jest to bardzo istotna kwestia z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego i cieplnego. Ponieważ decyzje, dla których odpowiedzi na te pytania są kluczowe, muszą być podejmowane przez zarządy spółek energetycznych już dziś.

Celem przedstawionych dalej analiz rynku i prawa jest ocena skutków wdrożenia nowej taksonomii definiującej warunki jakie musi spełniać wysokosprawna kogeneracja gazowa w warunkach polskich. Hipoteza badawcza zakłada, iż w warunkach polskich nie będzie możliwe realizacja założeń przejścia budowanych do 2030 wysokosprawnych kogeneracji na niskoemisyjne gazy na poziomie wymaganym taksonomią do 2035 r. i dlatego już w tej chwili konieczne jest rozpoczęcie procedury negocjacji w sprawie derogacji w tym zakresie w celu przesunięcia zobowiązania do czasu realnego rozwoju rynku biometanu i wodoru W Polsce.

Badania zmierzające do weryfikacji hipotezy były realizowane w oparciu o metody monograficzne oraz analizę statystyczną danych z wykorzystaniem narzędzi statystyki opisowej rynku paliw gazowych.

Kogeneracja w Polsce i UE

Dane dotyczące potencjału wytwórczego kogeneracji gazowej w Polsce nie są łatwe do usystematyzowania, ponieważ są rozproszone wielu raportach i opracowaniach. Brakuje jednego oficjalnego rejestru instalacji na paliwo gazowe. Z raportów branżowych i danych z zasobów unijnych, w tym danych Eurostat, można oszacować łączną moc zainstalowaną kogeneracji w Polsce w systemie elektroenergetycznym i ciepłowniczym na 8 GW do 10 GW. Przy czym w tych mocach dominuje kogeneracja w elektrociepłowniach zawodowych wykorzystująca węgiel. Wykres 1 pokazuje potencjał wytwarzania energii ogółem w kogeneracji. Po okresie wzrostu w latach 2020-2021 widoczny jest w kolejnych latach trend spadkowy, zarówno w UE, jak i Polsce. W Polsce wynika to przede wszystkim z ograniczania wytwarzania energii z węgla w procesach kogeneracji w elektrociepłowniach zawodowych.

Wykr. 1. Produkcja energii w kogeneracji (CHP) ogółem w latach 2017-2023 [GWh]

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych z EUROSTAT

Analiza danych EUROSTAT za 2023 r. prezentowana w tabeli 1 pokazuje skalę wykorzystania kogeneracji do wytwarzania energii ogółem oraz strukturę zużycia paliw w kogeneracji w wybranych krajach UE. Widoczne są istotne różnice w zużyciu gazu ziemnego w poszczególnych krajach w stosunku do wykorzystania innych paliw, w tym biogazu, wodoru, czy biometanu. Włochy, Niderlandy i Hiszpania preferują gaz w kogeneracji. Natomiast Polska, Dania i Czechy wykorzystują głównie inne niż gaz paliwa. W Niemczech i UE ogółem gaz jest wykorzystywany do wytworzenia ok. 50% energii. To pokazuje skalę potrzeby dostosowania się rynku do zapisów taksonomii. Jednocześnie patrząc na udział wykorzystania biogazu w kogeneracji pokazuje jakim wyzwaniem będzie dla państw UE przejście z aktualnie wykorzystywanych paliw na gazy niskoemisyjne lub zielone w kogeneracji do 2035 r. Aktualnie udział biogazu jest na poziomie od 0,8% do 10,5%, a więc zasadniczo poniżej niż tego co zakłada taksonomia. Większość państw charakteryzuje się w tym zakresie poziomem udziału niższym niż 4%. Stawia to pod znakiem zapytania realność realizacji założeń nowej taksonomii, co wymagałoby zwiększenia zużycia gazów emisyjnych 10-krotnie w kolejnych 12 latach, licząc od 2023 r. Mając na uwadze, iż realizacja budowy instalacji od uzyskania pozwoleń i dokumentacji poprzez montaż finansowania to średnio ok. 5 lat.

Tab. 1. Zestawienie danych o wytwarzaniu energii oraz o zużyciu paliw w kogeneracji w 2023 r.

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych z EUROSTAT

Łączna moc kogeneracji zainstalowana w UE to ok. 120 GW. Najwięcej energii z kogeneracji ogółem wytwarzają Niemcy i Polska, a kogeneracji na gaz – Niemcy i Włochy. Polska jest w pierwszej dziesiątce w wytwarzaniu energii z w kogeneracji z paliw gazowych. Kogeneracja w UE odpowiada za wytworzenie ok. 13% energii elektrycznej i ok. 20% ciepła systemowego. Trendy zauważalne w krajach UE w latach 2022-2025 to szybki wzrost kogeneracji zasilanej gazem jako „transition fuel” w drodze do dekarbonizacji i spadek udziału kogeneracji węglowej oraz wykorzystującej olej opałowy. Poza tym w Niderlandach, Francji, Włoszech oraz Danii następuje sukcesywny wzrost udziału kogeneracji na biometan oraz instalacji hybrydowych łączących gaz z OZE uzupełnione o magazyny.

W Polsce kogeneracja gazowa swój dynamiczny rozwój zawdzięcza korzystnym warunkom wsparcia finansowego m.in. z Funduszu Modernizacyjnego, którego Polska jest największym beneficjentem. Najważniejsze źródła finansowania to środki dysponowane w programach i konkursach NFOŚiGW. Wartość środków wsparcia publicznego dla rozwoju kogeneracji to ponad 3,5 mld zł, w tym dotacje stanowiły do 2,0 mld, a pożyczki ok. 1,5 mld zł. Inne fundusze wspierające rozwój kogeneracji to np. IPCEI i programy CEF utworzone w ramach polityki wdrażania celów sformułowanych w REPowerEU.

Korzystne uwarunkowania ekonomiczne sprawiły, iż historycznie analizując dane o zużyciu paliwa gazowego w kogeneracji (wyk. 2) można zauważyć, iż udział gazu wykorzystywanego w nowo budowanych jednostkach w Polsce rośnie dynamicznie w odróżnieniu od trendu w UE. Wynika to z faktu, iż w latach 2018-2025 w Polsce kogeneracje gazowe były dominującymi inwestycjami w ciepłownictwie systemowym realizowanymi w ramach dekarbonizacji. Inwestycjami wspieranymi preferencyjnym finansowaniem z programów unijnych i krajowych. Stanowią one już ponad 50% nowych mocy kogeneracyjnych w Polsce. Jest to efekt zapisów taksonomii, wykluczającymi węgiel w wysokosprawnej kogeneracji i wynikającym z niej trendem do szybkiego zastępowanie węgla gazem zarówno w systemach energetycznych, jak i ciepłowniczych. Ogółem udział kogeneracji w produkcji energii elektrycznej w Polsce to od 15% do 20% wytwarzanej energii elektrycznej brutto, w tym udział energii elektrycznej wytwarzanej z gazu to od 5% do 8%.

Wykr. 2. Zużycie gazu w kogeneracji w Polsce i UE [TJ]

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z EUROSTAT

Analizując udział gazu ziemnego wykorzystywanego w kogeneracji w innych krajach UE (wykr. 3) w ostatnich latach, to jest on zgodny z unijnym trendem ogólnym (wykr. 2), czyli spadkowym, który jest przeciwny do trendu charakteryzującego Polskę.

Wykr. 3. Zużycie gazu w kogeneracji w wybranych krajach UE [TJ]

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z EUROSTAT

Warte zauważenia jest, iż w Polsce od 2021 r. wzrasta zużycie biogazu w kogeneracji gazowej. Jednak udziałowo, jak wspomniano wyżej, biometan jest marginalnym paliwem w systemie energetycznym. UE charakteryzuje się stabilnym poziomem zużycia biogazu od ponad 5 lat. Nie jest więc w EU widoczny impuls do intensyfikacji wytwarzania biometanu na potrzeby kogeneracji gazowej w związku z zapisami taksonomii.

Wykr. 4. Zużycie biogazu w kogeneracji w Polsce i UE ogółem [TJ]

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z EUROSTAT

Poza Polską jednym krajem, który odnotował wzrost zużycia biogazu w kogeneracji jest Francja (wykr. 5). Pozostałe kraje charakteryzuje stagnacja w tym zakresie pomimo efektów szoku podażowego w latach 2022-2023 wywołanego wojną na Ukrainie i embargiem na paliwa z Rosji. Gaz nie został więc zastąpiony biogazem zgodne z intencją polityki klimatycznej i zapisów dyrektywy EED, ale innymi paliwami lub technologiami. Nie wróży to więc dobrze dla realnego zastąpienia gazu ziemnego w kogeneracji gazami niskoemisyjnymi do 2035 r., ani w Polsce, ani też na poziomie UE.

Wykr. 5. Zużycie biogazu w kogeneracji w wybranych krajach UE [TJ]

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z EUROSTAT

Co stanowi barierę dla zastąpienia gazu ziemnego w kogeneracji gazami zaliczanymi do niskoemisyjnych?

W celu umożliwienia zastosowania biometanu w wysokosprawnej kogeneracji zasilanej z sieci gazowej konieczne jest podłączenie do tej sieci gazowej instalacji biometanowni. Operator wysokosprawnej kogeneracji będzie mógł wówczas zakontraktować niezbędną mu do wykonania obowiązku udziału gazów niskoemisyjnych wynikających z taksonomii ilość biometanu u wytwórcy mającego rezerwację mocy w ramach udostępnionej przez operatora sieci gazowej przepustowości. Aktualnie pomimo deklaracji Polskich Sieci Gazowych oraz GAZ-Systemu, tj. polskich operatorów sieci gazowych, o gotowości do wydawania warunków przyłączenia dla biometanowni – brak jest chętnych inwestorów, a tym samym rynek się nie rozwija lub rozwija się, ale w ślimaczym tempie. Polska Spółka Gazownictwa w ramach projektu pn. „Gotowi na biometan” utworzyła specjalny portal dla potencjalnych inwestorów w biometanownie. PSG deklaruje realizację celów związanych z przyłączaniem biometanowni i zazielenianiem sieci gazowej poprzez aktywne przygotowanie swojej infrastruktury do odbioru biometanu, działania wspierające rozwój rynku i aktywny dialog z jego uczestnikami. Na portalu udostępniono mapę chłonności, co jest cenną i istotną inicjatywą i informacją dla potencjalnych inwestorów, gdzie są możliwości lokalizacji instalacji. Mapa jest istotnym wkładem w promowanie rozwoju tego raczkującego rynku. Aktualnie mapa pokazuje 17 podpisanych umów przyłączenia na terenie RP (lokalizacje oznaczone ciemno zielonym prostokątem). Niemal drugie tyle instalacji jest na etapie po wydaniu warunków (lokalizacje oznaczone jasno zielonym prostokątem). A praktycznie pracuje aktualnie jedna biometanownia, wprowadzająca biometan do sieci w Strzelnie. To co charakterystyczne mapa pokazuje obszary największej chłonności na terenach aglomeracji Warszawskiej, Trójmiasta, Krakowskiej, czy Szczecińskiej. W tych lokalizacjach trudno będzie jednak uzyskać zgodę na budowę tego typu instalacji w związku z dużym zurbanizowaniem terenów zabudową mieszkaniową. Aczkolwiek z punktu widzenia systemów ciepłowniczych te lokalizacje byłby idealne. Do rozważenia jest wykorzystanie w ramach rozbudowy już istniejących instalacji oczyszczalni ścieków opartych o WKF.

Rys. 1. Mapa chłonności, tj. potencjału przyłączenia biometanowni do sieci PSG

Źródło: https://gotowinabiometan.pl/?p=2179, (dostęp: 06.05.2026 r.)

Jednocześnie bowiem w Polsce funkcjonuje 416 biogazowni, co pokazuje mapa na rys. 2. Potwierdza to zdiagnozowane zasoby biometanu. W Polsce funkcjonuje już wiele komunalnych, rolniczych i przemysłowych biogazowani będących elektrociepłowniami wytwarzającymi ciepło i energię elektryczną lokalnie. Często na potrzeby oczyszczalni ścieków. Mapa biogazowni na rys. 2 pokazuje ich lokalizację. Kolor zielony to biogazownie komunalne, kolor niebiski biogazownie rolnicze, w tym na oczyszczalniach ścieków, a niebieskie koła – to dwie biometanownie. Nie zaznaczono mikrobiogazowni. Jest to więc bardzo duży potencjał w zakresie wytwarzania biometanu, o ile byłoby to ekonomicznie uzasadnione.

Rys. 2. Mapa biogazowni

Źródło: https://magazynbiomasa.pl/biogazownie-w-polsce-rolnicze-i-komunalne-na-jednej-mapie/, (dostęp: 06.05.2026 r.)

Dlaczego więc tak mało mamy biometanowni i biometanu w sieci gazowej pomimo tak wielu działających biogazowni? Autorzy raportu pt. Rozwiązania infrastrukturalne na rzecz rozwoju rynku biometanu wskazali trzy najważniejsze bariery ograniczające możliwości wprowadzania biometanu do sieci gazowej jako gazu ziemnego w Polsce:

1. Brak ciągłej chłonności sieci gazowej związaną z nierównomiernością poboru, w tym sezonowością.
2. Zbyt rygorystyczne standardy dla ciepła spalania (HSN).
3. Nakłady jakie muszą ponieść operatorzy sieci oraz wytwórcy biometanu na dostosowanie instalacji do w tej chwili obowiązujących standardów i ich monitorowania.

Problem chłonności sieci gazowych wynikający z sezonowej oraz dobowej nierównomierności poboru sprawia, iż wytworzony biometan nie zawsze będzie mógł być odebrany. Będą bowiem występowały okresy niższego poboru paliwa z sieci gazowej niż wytwarzana ilość biometanu przeznaczona do wprowadzenia do tej sieci. Problem ograniczenia chłonności nie dotyczy sieci wysokiego lub podwyższonego ciśnienia lub mają charakter sporadyczny. Kwestia większej chłonności wpływa także na bardziej liberalne oczekiwania co do ciepła spalania w sieciach przesyłowych wysokiego ciśnienia. Powiązaną z chłonnością, jedną z głównych barier zastąpienia gazu ziemnego w kogeneracji biometanem w Polsce, zdiagnozowaną w raporcie Izby Gospodarczej Gazownictwa, są parametry gazu wymagane przez operatorów gazowej sieci dystrybucyjnej. Parametry wynikające z obowiązującej normy. Dla sieci dystrybucyjnych obowiązujący standard ciepła spalania wynosi 38,0 MJ/m³ (10,555 kWh/m³). Operator systemu dystrybucyjnego może odmówić przyjęcia do sieci paliwa gazowego np. biometanu o cieple spalania na poziomie 34,0 MJ/m³ ≤ HSN ≤ 38 MJ/m³ (9,444 kWh/m³≤HSN≤10,555 kWh/³), jeżeli obniżyłoby to jakość paliwa gazowego na punktach odbioru poniżej wartości 38,0 MJ/m³ i naruszyło tym samym prawa i interesy odbiorców przyłączonych do systemu dystrybucyjnego gazu. Izba proponuje złagodzenie tej normy w zakresie zwiększenia tolerancji odchylenia jakości gazu od standardu z +/- 4% do +/- 6%.[11] Nie rozwiąże to jednak problemu okresowych deficytów chłonności. Autorzy raportów opracowali kilka propozycji rozwiązań infrastrukturalnych i legislacyjnych tego problemu, jednak przekłada się to na wygenerowanie kolejnego problemu – inwestycji, a więc nakładów, które należałoby ponieść. Dlatego Izba wskazuje potrzeby dofinansowania rozwoju rynku biometanu w obszarze modernizacji sieci dystrybucyjnych z jednej strony i producentów biometanu z drugiej strony. Nakłady inwestycyjne i operacyjne bez wsparcia w formie bezzwrotnej będą wpływały na wysokość ceny biometanu z sieci gazowej, która nie będzie rynkowo konkurencyjna, a choćby akceptowalna. Próby uruchomienia tego typu finansowego wsparcia w formie aukcji na wzór dostępnego dla kogeneracji gazowej dla instalacji większych niż 1 MW niestety został powstrzymany przez brak podpisu prezydenta pod tzw. ustawą wiatrakową. Aktualnie projekt jest kolejny raz procedowany. Dostępne dla inwestorów planujących budowę biometanowni są natomiast programy NFOŚiGW oferujące dotacje na realizację inwestycji.

W Polsce mamy więc zdiagnozowane infrastrukturalne i prawne bariery rozwoju i przez cały czas zaciągnięty hamulec, podczas gdy produkcja biometanu w UE systematycznie rośnie i przekracza w tej chwili 5 mld mł rocznie. [12] Jak czytamy w raporcie IEA w 2024 r. produkcja biogazu w UE wzrosła o 3%. Przy czym w przypadku biogazu wzrost był umiarkowany – o1% r/r, to znacznie wyższa dynamika charakteryzowała biometan – wzrost 14% r/r. Największymi producentami są Niemcy, Francja oraz Dania, które rozwijają sektor dzięki wsparciu regulacyjnemu i finansowemu. Produkcja biogazu, wykorzystywanego głównie do wytwarzania energii elektrycznej i kogeneracji, jest w dużym stopniu skoncentrowana w Niemczech – 53% produkcji UE. Jednak w większości państw europejskich rośnie sukcesywnie produkcja biometanu. Niemcy (29% produkcji w UE) wraz z Francją, Włochami, Danią i Niderlandami łącznie odpowiadają za 93% produkcji biometanu w UE. Wielka Brytania również ma tu także duże znaczenie z produkcją na poziomie dodatkowych 23% całkowitej produkcji w UE.[13] Biometan znajduje zastosowanie w sektorze energetycznym, transporcie oraz kogeneracji. Produkcja „zielonych gazów”, czyli biogazu i biometanu razem wynosiła w 2023 r. ok. 22 mld mł. Dla porównania zużycie gazu ziemnego w tym samym roku to ok. 400 mld mł/r. Udział zielonych gazów w zużyciu gazu ogółem wyniósł ok. 6%, a biometanu ok. 2%. Produkcja biometanu w EU w 2024 była na poziomie: 4,3 mld mł/r. przy celu unijnym, wynikającym z założeń polityki REPowerEU, na poziomie 35 mld mł do 2030 r. Liderami rynku biometanu w 2025 była Francja z mocą zainstalowaną 170,711 mld mł/h detronizując Niemcy. Francja jest także liderem w aspekcie najszybszego tempa wzrostu rynku – o 1,6 mld mł/h rok do roku i z produkcją na poziomie 21,8 TWh/r. Kolejne miejsca co do mocy zainstalowanej zajmują Niemcy – 157,258 mł/h i Włochy – 99,658 mł/h. Ponad 85% biometanowni podłączonych jest do sieci gazowej, z czego 47% zasila sieci dystrybucyjne, a 8% infrastrukturę transportową.[14] W Danii i Niderlandach udział biometaniu w sieci gazowej przekracza 40%. Na tym tle Polska wyraźnie odstaje pod każdym względem. Do sieci gazowej została podłączona tylko 1 instalacja biometanowa (2025), przy czym jednocześnie, jak pokazano wyżej funkcjonuje ok. 416 instalacji biogazowych. Moc zainstalowana biogazu wynosi ok. 320 MW. Biogazownie wytwarzają lokalnie ok. 1,6 TWh energii elektrycznej na rok. Te dane i ich asymetria pokazują, iż Polska znajduje się na początkowym etapie rozwoju rynku biometanu, pomimo dużego potencjału surowcowego. Rozwój sektora hamowany jest przez bariery regulacyjne i ekonomiczne[15].

Jak już wspomniano wyżej, wprowadzenie biometanu do sieci gazowej wymaga spełnienia określonych parametrów jakościowych zgodnych z normą EN 16723. Porównując wymagania typowych parametrów gazu dopuszczonego do wprowadzenia do sieci gazowej przez polskich operatorów, a według wymagań standardu normy europejskiej EN 16723 prezentowane w tabeli 2 można zauważyć istotne różnice w odniesieniu do tlenu. Przy czym wartości mogą się różnić zależnie od operatora systemu i jego praktyk, co do wydawania warunków przyłączenia.

Tab. 2. Parametry jakościowe gazu sieciowego zgodne z normą EN 16723 oraz stosowane w praktyce w Polsce

Źródło: Opracowanie własne

Istotne jest także porównanie parametrów stosowanych w różnych krajach UE w kontekście taksonomii. Prezentuje to tabela 3.

Tab. 3. Parametry jakościowe gazu wprowadzanego do sieci w różnych krajach UE

Źródło: Opracowanie własne

Biometan może być stosowany jako paliwo w jednostkach kogeneracyjnych, zapewniając wysoką sprawność oraz redukcję emisji CO₂. Jego wykorzystanie nie wymaga znaczących modyfikacji infrastruktury gazowej. Biometan stanowi istotny element transformacji energetycznej UE. Różnice w wymaganiach jakościowych wynikają z uwarunkowań technicznych i historycznych poszczególnych krajów.

Jednym z najbardziej kontrowersyjnych parametrów jakościowych biometanu w Polsce jest dopuszczalna zawartość tlenu, która wynosi zwykle 0,2-0,5% obj. Tlen bowiem w połączeniu z wilgocią sprzyja korozji. Obecne wymagania w Polsce należą do jednych z najbardziej restrykcyjnych w Europie i są istotnie ostrzejsze niż w wielu krajach UE. W praktyce wpływa to bezpośrednio na koszt inwestycji oraz liczbę projektów biometanowych możliwych do realizacji. Francja ma również ostre normy dotyczące tlenu (od 0,1do 0,3%). Normy tlenu w biometanie w Niderlandach i Danii pozwalają na jego zawartość do ok. 1%. Różnice w podejściu do zawartości tlenu w gazie dostarczanym do sieci w poszczególnych krajach wynikają m.in. z historycznych przyczyn technicznych, tj. typu i stanu infrastruktury gazowej. Francja, podobnie jak Polska, posiada więcej starszych stalowych rurociągów i dlatego jest bardziej „konserwatywna” w ochronie infrastruktury stawiając większy nacisk na stabilność parametrów w sieci gazowej. W Niderlandach system gazowy oparty był historycznie na gazie z Groningen (L-gas) i tamtejsze instalacje przystosowane są do większej zmienności jakości. Niderlandy wdrożyły więcej modernizacji sieci gazowych i mają większe doświadczenie z blendingiem gazów. Różnice w dopuszczalnej zawartości tlenu w biometanie pomiędzy Francją, a Niderlandami wynikają jednak nie tylko z uwarunkowań technicznych, ale także z odmiennych ścieżek rozwoju systemów gazowych, filozofii regulacyjnej oraz stopnia modernizacji infrastruktury. Jednocześnie należy zauważyć, iż w krajach o już rozwiniętym rynku biometaniu w sieci gazowej przekraczającym 50% udziału, tj. w Danii i Niderlandach wyższe limity tlenu nie spowodowały problemów systemowych, co sugeruje możliwość bezpiecznej liberalizacji przy odpowiednim monitoringu. Jak więc pokazuje analiza przypadków obniżenie restrykcyjności w stosunku do zawartości tlenu w biometanie zmniejsza koszty technologii oczyszczania, redukuje CAPEX instalacji upgradingu i tym samym zwiększa liczbę projektów opłacalnych ekonomicznie. Tym samym miałby to wpływ na przyspieszenie rozwoju rynku biometanu w Polsce dzięki zwiększeniu liczby biometanowni, co pozwoliłoby na realizację celów UE (REPowerEU).

Tymczasem w Polsce argumentami podnoszonymi przeciw złagodzeniu wymagań jest wspomniane wyżej ryzyko korozji infrastruktury gazowej, w tym: korozja rurociągów stalowych, degradacja armatury i skrócenie żywotności infrastruktury. Ponadto zgodnie z prawem na operatorze sieci gazowej ciąży obowiązek zachowania bezpieczeństwa systemu gazowego poprzez stabilność jakości gazu oraz brak ryzyka reakcji chemicznych w sieci. W szczególności starsze elementy sieci dystrybucyjnej mogą być bardziej wrażliwe na obecność tlenu niż nowoczesne systemy w krajach Europy Zachodniej. Te czynniki prawdopodobnie mają najważniejszy wpływ na różnicowanie lokalnie warunków przyłączenia biometanowni do sieci gazowej przez operatorów sieci gazowych. Dopuszczenie wyższego poziomu zawartości tlenu może generować ryzyko wyższych kosztów operacyjnych z uwagi na konieczność zapewnienia częstszych przeglądów, ewentualnych wymian armatury i zapewnienia dodatkowego monitoringu.

Dlatego według IGG z punktu widzenia bezpieczeństwa systemowego i rozwoju rynku biometanu poprzez umożliwienie wprowadzania go sieci gazowej optymalnym rozwiązaniem nie byłaby liberalizacja parametrów, tylko np. podejście strefowe. Oznacza ono dla sieci zmodernizowanych dopuszczenie wyższych wartości dopuszczalnych tlenu, a dla sieci starszych i wrażliwych na zmiany jakości gazu zachowanie niższych limitów do czasu ich modernizacji. W perspektywie transformacji energetycznej łagodzenie wymagań dla tlenu w biometanie dla już zmodernizowanych, dostosowanych sieciach gazowych wdrożenie strategii sukcesywnej modernizacji sieci starych zwiększyłoby tempo dekarbonizacji sektora ciepłowniczego bez utraty bezpieczeństwa systemu gazowego. Jednak potrzeba wykonać tą pracę i już w tej chwili określić aktualnie obszary sieci zmodernizowanych gotowych na normy tlenu, jak w Danii i Niderlandach oraz opracować harmonogram modernizacji sieci z określonymi realnymi ramami czasowymi. Prawdopodobnie terminy realizacji modernizacji sieci przekroczą 2035 r. i dlatego potrzebne jest urealnienie terminów wdrożenia w Polsce zapisów taksonomii dla wysokosprawnej kogeneracji.

Kluczowe dla diagnozy barier jakościowych poza zawartością tlenu dopuszczonym dla biometanu ma także zróżnicowanie wymagań w odniesieniu do liczby Wobbego oraz ciepła spalania i zawartości azotu.

Podsumowując, najważniejszym czynnikiem hamującym rozwój rynku biometanu oraz wodoru w Polsce jest brak stabilnych i długoterminowych ram regulacyjnych oraz zdiagnozowanej zależność poszczególnych obszarów rynku, co hamuje inwestycje zarówno po stronie popytowej, jak podażowej. Pomimo już obowiązującej taksonomii i świadomości rosnących potrzeb na te gazy jeszcze przed 2035 r. dla istniejących oraz budowanych i planowanych do zbudowania instalacji. Należy więc połączyć zdiagnozowane powiązania OZE, kogeneracji gazowej, rynku gazu, ciepła oraz energii elektrycznej z uwzględnieniem chłonności tych rynków i zaprojektować realną architekturę rynku gazu, rynku ciepła i energii elektrycznej. Natomiast do głównych problemów należą:

• brak dedykowanego systemu wsparcia dla biometanu (np. taryf gwarantowanych lub kontraktów różnicowych),
• niejednoznaczne przepisy dotyczące wtłaczania biometanu do sieci gazowej,
• długotrwałe i skomplikowane procedury administracyjne,
• brak spójnej strategii rozwoju sektora gazów odnawialnych.

Rozwój rynku biometanu jest również ograniczony przez czynniki techniczne związane z infrastrukturą gazową.

Najważniejsze z nich to:

• restrykcyjne wymagania jakościowe (szczególnie w zakresie zawartości tlenu),
• ograniczona liczba punktów przyłączenia do sieci gazowej,
• niedostosowanie części infrastruktury do przyjmowania gazów odnawialnych,
• konieczność zapewnienia stabilności parametrów gazu.

Problem „wypychania” zakontraktowanego gazu biometanem

Drugim aspektem stanowiącym barierę w spełnieniu wymagań obowiązującej taksonomii w zakresie udziału gazów niskoemisyjnych zasilających wysokosprawną kogenerację są prawdopodobnie zobowiązania kontraktowe na dostawy gazu dokonane przez Polskę począwszy od 2022 r. Był to punkt zwrotny na rynku gazu w Polsce wynikający z zerwania umowy z Gazpromem. W kwietniu 2022 r. dostawy w ramach długoterminowego kontraktu jamalskiego zostały bowiem nagle wstrzymane przez rosyjską spółkę Gazprom, która jako przyczynę wstrzymania dostaw wskazała postanowienie dekretu Prezydenta Federacji Rosyjskiej: „O specjalnej procedurze wykonania zobowiązań zagranicznych nabywców wobec rosyjskich dostawców gazu ziemnego”, zakazującego realizacji dostaw gazu ziemnego do zagranicznych nabywców z państw „nieprzyjaznych Federacji Rosyjskiej”, o ile płatności za gaz ziemny dostarczony do tych państw począwszy od dnia 1 kwietnia 2022 r. będą dokonywane niezgodnie z warunkami Dekretu, tj. w walucie innej niż w rublach rosyjskich. Bezpodstawne prawnie i rynkowo działania Rosji, jak również napaść zbrojna na Ukrainę w lutym 2022 r. potwierdziła, iż czas na zmianę polityki importu paliw i czas na dywersyfikację. Dzięki już wcześniej podjętym decyzjom i działaniom zmierzającym do umożliwiania dostaw gazu z innych niż Rosja kierunków (Baltic Pipe, Gazoport) możliwe było już w 2022 r. ograniczenie udziału gazu importowanego z Rosji o 71,5% do poziomu 31,9 TWh w odniesieniu do 2021 r. Tym samym kierunek wschodni przestał być kierunkiem dominującym w zakresie dostaw paliwa gazowego do Polski.[16] Zużycie systemowe gazu w Polsce to ok. 17 mld mł rocznie (2023). Przy czym w 2023 nowa, zdywersyfikowana struktura dostaw gazu przedstawiona została w tabeli 4.

Tab. 4. Struktura dostaw gazu do Polskiego systemu gazowego w 2023 r.

Źródło: opracowanie własne dane EUROSTAT

Według dostępnych danych, Polska ma kilka zawartych długoletnich kontraktów gazowych. Główne z nich to:

• Qatar Liqefied Gas Company – z dnia 29 czerwca 2009 r. oraz z dnia 14 marca 2017 r. na dostawy 2 mln ton LNG rocznie, obowiązującego do 2034 r.;
• Cheniere Marketing International LLP z dnia 8 listopada 2018 r. na dostawy 1,45 mln ton LNG rocznie na okres od 2023 r. do 2042 r. i ok. 0,5 mln ton łącznie w latach 2019-2022.

Dodatkowo dawne PGNiG S.A., dzisiejszy myOrlen, posiada zawarte kontrakty na dostawy LNG z:

• Venture Global Calcasieu Pass LLC z dnia 28 września 2018 r., na dostawy 1,5 mln ton LNG rocznie przez okres 20 lat od 2023 r. Dodatkowo na mocy zawartego w dniu 2 września 2021 r. aneksu dostawy LNG zwiększone zostały do poziomu 1,5 mln ton LNG rocznie;
• Venture Global Plaquemines LNG LLC z dnia 28 września 2018 r., wraz z aneksem z dnia 12 czerwca 2019 r. na dostawy 2,5 mln ton LNG przez okres 20 lat od uruchomienia terminalu przewidzianego na przełomie 2025 i 2026 r. Dodatkowo na mocy zawartego w dniu 2 września 2021 r. aneksu do umowy, dostawy LNG zwiększone zostały do poziomu 4 mln ton LNG rocznie.

Ponadto w dniu 25 stycznia 2023 r. PKN ORLEN S.A. zawarł z Sempra Infrastructure kontrakt na dostawy 1 mln ton LNG rocznie z terminalu Port Arthur w Teksasie przez okres 20 lat od 2027 r.[17]

Cześć z tych kontraktów zawierane było pod presją zapewnienia bezpieczeństwa dostaw gazu w 2022 r., większość opiera się na formule „take-or-pay”.

Zima 2025 r. dała się wszystkim we znaki po kilku latach ocieplenia. Jak raportuje Polska Organizacja Gazu Płynnego zużycie gazu w Polsce w 2025 r. wzrosło o ok. 5,6% r/r (ok. 20 mld mł), co pokryto zwiększonym importem. Poza tym 15% gazu pochodzi z krajowego wydobycia – głównie z Podkarpacia i zachodniej Polski. Głównymi kierunkami importu gazu do Polski w 2025 r. były Norwegia (przez gazociąg Baltic Pipe) oraz dostawy LNG (głównie z USA i Kataru), które łącznie odpowiadają za ponad 80% zapotrzebowania. Zwiększony import udziałowo wyglądał następująco: 410 tys. ton z Norwegii (174 tys. ton w 2024 r.), 331 tys. ton z USA (wobec 128 tys. ton), 301 tys. ton z Rosji (1112 tys. ton), a 193 tys. ton z Wielkiej Brytanii (110 tys. ton). W 2025 r. 599 tys. ton LPG sprowadzono do Polski także więcej gazu ze Szwecji (wobec 549 tys. ton rok wcześniej). To oznacza, iż udział Rosji w całkowitym imporcie spadł do 12,6% z 42,7% rok wcześniej, podczas gdy Szwecji wzrósł do 25,1% z 21,8%, Norwegii wzrósł do 17,2% z 6,9%, USA wzrósł do 13,9% z 5,1%, a Wielkiej Brytanii wzrósł do 8,1% z 4,4%. Polska trwale zastąpiła więc gaz rosyjski dostawami z Norwegii oraz skroplonym gazem ziemnym (LNG). Główne kierunki importu gazu ziemnego do Polski w 2025 to Norwegia (Baltic Pipe) z ponad 5,7 mld mł gazu. Stany Zjednoczone, Katar dostarczają LNG poprzez Terminal w Świnoujściu (ok. 60% LNG), a dodatkowe dostawy pochodzą z Norwegii, Nigerii i Trynidadu i Tobago. Przez interkonektory (Zachód i Południe) prowadzony jest import gazu z europejskiego rynku za pośrednictwem połączeń z Niemcami, Czechami, Słowacją i Litwą.[18]

Zestawiając więc dane na temat zakontraktowania gazu ziemnego na kolejne lata do 2030 oraz zapisów taksonomii najważniejszy widoczny problem to „niezgodność wolumenów” w stosunku do poziomu realnego popytu do oczekiwań względem ilości biometanu, który ma według założeń taksonomii zastąpić gaz sieciowy i obowiązujących wolumenów kontraktowych. Ponieważ kontrakty gazowe pokrywają w tej chwili w pełni zapotrzebowanie na poziomie od 17 do 20 mld mł, choćby przy tak srogiej zimie jak w 2025 r. O ile w efekcie dekarbonizacji realne zużycie do 2040 wzrośnie według dokonywanych szacunków o ok. 8-10 mld mł. Utworzona w efekcie tych zmian „luka strukturalna” dla biometanu to byłoby 5-10 mld mł. System gazowy w Polsce ma jednak więcej „opłaconego gazu” niż aktualne zapotrzebowanie. Należy więc zdiagnozować czy szybki rozwój instalacji wytwarzania biometanu przyłączonych do sieci ciepłowniczej dzięki systemom wsparcia, efektowi uruchomienia ETS 2 może wygenerować ryzyko wypychania zakontraktowanego gazu przez biometan (first layer substitution) powodując „pusty potencjał kontraktowy”. Zależy to od skali wzrostu zapotrzebowania na gaz w związku z transformacją energetyczną, czyli defacto rozwoju kogeneracji gazowej zastępującej węgiel w systemach ciepłowniczych. Jest to więc sprzężnie zwrotne zależności aktualnych decyzji o budowie kogeneracji gazowych od rozwoju rynku biometanu w kolejnych latach by spełnić zapisy taksonomii. Wówczas wzrost popytu wygeneruje przewidywalny klin pomiędzy podażą wynikającą z kontraktów na dostawy gazu ziemnego zawartych do 2035 r., a rosnącym popytem. Czynnikiem stanowiącym motywację do zmiany gazu ziemnego na biometan lub inne niskoemisyjne gazy była do niedawna perspektywa wdrożenia ETS II, który obejmie mniejsze instalacje o mocy zainstalowanej w paliwie poniżej 20 MW. Jest to jednak zależne od aktualnie zapadających w UE decyzji o reformie systemu EU ETS. Wzrost kosztów paliwa na skutek wdrożenia EU ETS 2 w obecnym kształcie przepisów dyrektywy może osiągnąć choćby 30% w zależności od scenariusza geopolitycznego i rynkowego. jeżeli jednak nastąpi spadek rozwoju kogeneracji gazowej, spadek zapotrzebowania na gaz ogółem w gospodarce i zastępowania go np. OZE, to przy konieczności realizacji zakontraktowania gazu rynek biometanu w Polsce może pozostać w stagnacji. Konieczne jest więc strategiczne planowanie tych zależnych wzajemnie rynków na poziomie krajowym, aby pogodzić sprzeczne interesy i usunąć wskazane wyżej bariery rozwoju rynku biometanu. Aby nie powtórzyło się marnowanie potencjału podaży biometanu, którego wytwarzanie zostało wsparte środkami publicznymi, jak ma to miejsce z energią elektryczną wytwarzaną z fotowoltaiki.

Inna opcją spełnienia zapisów taksonomii w wysokosprawnej kogeneracji gazowej jest zielony wodór. Jak wygląda dziś rynek tego gazu i jak jest dla niego perspektywa? Wodór jest postrzegany w polityce energetycznej UE wyrażonej taksonomią jako drugi gaz niskoemisyjny po biometanie, stanowiący najważniejszy nośnik energii w procesie dekarbonizacji sektorów trudnych do elektryfikacji, tj. przemysł ciężki, chemia, transport ciężki oraz częściowo energetyka. Jak więc wygląda sytuacja rynkowa z tym gazem? UE należy do największych producentów i konsumentów wodoru na świecie. Jednak w tej chwili dominuje na rynku wodór „szary”, wytwarzany w procesie reformingu gazu ziemnego i to on stanowi ponad 90% produkcji wodoru w UE ogółem. Polska m.in. jest dużym producentem tego typu wodoru produkując ok. 1 mln ton rocznie, co stanowi ok. 14% rynku UE. Całkowite zużycie wodoru w UE jest szacowane na ok. 8-10 mln ton rocznie, głównie w rafineriach i przemyśle chemicznym. Rynek wytwarzania wodoru zielonego kraje UE budują od podstaw, każdy w swoim tempie. w tej chwili niskoemisyjny wodór (zielony i niebieski) ma marginalny udział w rynku. Głównym ograniczeniem rynku jest nie tyle koszt wytwarzania zielonego wodoru, co konieczność budowania kosztownej infrastruktury magazynowej i przesyłowej, tzw. „hydrogen backbone”. Dlatego należy zakładać, iż w perspektywie 2030 wodór będzie miał zastosowanie głównie w przemyśle, nie w masowej energetyce, czy ciepłownictwie. W porównaniu z biometanem wodór jest bardziej „przyszłościowy” chociaż w planach UE założono poziom podaży ok. 10 mln ton zielonego wodoru już do 2030 r. W Polsce Gaz-System jest w tej chwili jedynym koncesjonowanym operatorem sieci wodorowej. Podsumowując w porównaniu do biometanu rola zielonego wodoru w ciepłownictwie systemowym w wykorzystaniu kogeneracji gazowych do 2035 jest i jeszcze długo będzie marginalna z uwagi na wymienione wyżej bariery infrastrukturalne i kosztowe. Poza tym, bariery rozwoju rynku biometanu, wynikające z równowagi podażowo-popytowej, związane z zakontraktowaniem dostaw gazu ziemnego na kolejne 10 lat, pozostają analogiczne jak dla biometanu.

Wnioski

Przedstawione wyżej analizy rynku i zapisów prawa na poziomie krajowym i europejskim pozwoliły na ocenę skutków wdrożenia nowej taksonomii definiującej warunki jakie musi spełniać wysokosprawna kogeneracja gazowa i jakie ryzyka z tego wynikają. Wskazano bariery rozwoju rynku niskoemisyjnych gazów – wodoru oraz biometanu. Przy czym problem wykreowania rynku biometanu przeanalizowano bardziej dogłębnie z uwagi na zdiagnozowany potencjał wytwarzania i możliwość dostaw za pośrednictwem sieci gazowej. Są to czynniki sprzyjające większym i realnym szansom rozwoju i stanowią nadzieję dla operatorów kogeneracji gazowych zobowiązanych do wykorzystania gazów niskoemisyjnych po 2035 r. Jednocześnie wykazano też istotne bariery, mogące zahamować rozwój rynku biometanu w Polsce, co byłoby dużym problem dla spełnienia definicji wysokosprawnej kogeneracji wynikającej z obowiązującej taksonomii. Utrzymanie aktualnego stanu prawnego w Polsce w zakresie norm jakości gazu dostarczanego do sieci gazowej, wymagałoby więc wszczęcia procedury uzyskania stosownych derogacji dla Polski w zakresie terminu spełnienia zapisów taksonomii do czasu modernizacji sieci gazowych. Co umożliwiałoby sukcesywna liberalizacje norm. Konieczne wydaje się przesunięcie zobowiązania do czasu realnego rozwoju rynku biometanu lub ewentualnie wodoru. Bariery techniczne, związane z nimi ekonomiczne łącznie z wykazanymi barierami związanymi z poziomem zakontraktowania gazu ziemnego na kolejne 10 lat potwierdza brak podstaw do odrzucenia hipotezy badawczej, która zakładała, iż w warunkach polskich nie będzie możliwe realizacja założeń przejścia budowanych do 2030 wysokosprawnych kogeneracji na niskoemisyjne gazy na poziomie wymaganym taksonomią do 2035 r. Już w tej chwili konieczne jest więc rozpoczęcie procedury negocjacji derogacji taksonomii z Komisją Unii Europejskiej i przesunięcie zobowiązania Rozporządzenia (UE) 2022/1214 w Zał. 1 pkt. 4.30 do czasu realnego rozwoju rynku biometanu i wodoru. W szczególności jest to istotne dla skutecznej dekarbonizacji polskiego ciepłownictwa.

Bibliografia:

1. Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2023/1791 z dnia 13 września 2023 r. w sprawie efektywności energetycznej oraz zmieniająca rozporządzenie (UE) 2023/955 (wersja przekształcona).
2. https://biznes24.pl/pogp-udzial-rosji-w-imporcie-lpg-do-polski-spadl-do-126-w-2025-r/.
3. https://raportcsr.pl/polska-ma-potencjal-w-produkcji-biogazu-i-biometanu-ale-wciaz-go-nie-wykorzystuje/.
4. https://www.europeanbiogas.eu/news/european-biomethane-capacity-hits-7-bcm-stronger-policy-support-needed-to-sustain-momentum/.
5. Rozporządzenie delegowane Komisji (UE) 2022/1214 z dnia 9 marca 2022 r. zmieniające rozporządzenie delegowane (UE) 2021/2139 w odniesieniu do działalności gospodarczej w niektórych sektorach energetycznych oraz rozporządzenie delegowane (UE) 2021/2178 w odniesieniu do publicznego ujawniania szczególnych informacji w odniesieniu do tych rodzajów działalności gospodarczej (Tekst mający znaczenie dla EOG).
6. Sprawozdanie z wyników monitorowania bezpieczeństwa dostaw paliw gazowych za okres od dnia 1 stycznia 2022 r. do dnia 31 grudnia 2022 r., Minister Klimatu i Środowiska, Anna Moskwa, Warszawa 2023.
7. Energetyka cieplna w liczbach 2024, Urząd Regulacji Energetyki, Warszawa 2025.
8. https://cieplosystemowe.pl/cieplo-systemowe/.
9. https://switchenergy.pl/blog/skad-polska-ma-gaz/.
10. https://www.cire.pl/artykuly/serwis-informacyjny-cire-24/polskie-lng-w-trzecim-kwartale-2025-.
11. https://www.gaz-system.pl/pl/dla-mediow/komunikaty-prasowe/2026/styczen/12-01-2026-rekordowy-rok-2025-w-gaz-system.html.
12. https://www.iea.org/reports/renewables-2025/biogases.
13. https://www.pse.pl/dane-systemowe/funkcjonowanie-kse/raporty-roczne-z-funkcjonowania-kse-za-rok/raporty-za-rok-2025#t1_2.
14. Raport Europejskiego stowarzyszenia Biogazu (EBA), https://magazynbiomasa.pl/eba-potencjal-biometanu-jest-hamowany-przez-brak-skutecznej-polityki/.
15. Raport o kogeneracji w ciepłownictwie 2019, https://ptec.org.pl/wp-content/uploads/2023/08/Raport-o-kogeneracji-w-cieplownictwie-PTEZ-Pazdziernik-2019.pdf.
16. Raport Izby Gospodarczej Gazownictwa. Rozwiązania infrastrukturalne na rzecz rozwoju rynku biometanu.
17. Ustawa Prawo energetyczne z dnia 10 kwietnia 1997 r. (Dz.U.2026.43).

[1] https://www.pse.pl/dane-systemowe/funkcjonowanie-kse/raporty-roczne-z-funkcjonowania-kse-za-rok/raporty-za-rok-2025#t1_2, (dostęp: 06.05.2026).

[2] Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2023/1791 z dnia 13 września 2023 r. w sprawie efektywności energetycznej oraz zmieniająca rozporządzenie (UE) 2023/955 (wersja przekształcona).

[3]Raport o kogeneracji w ciepłownictwie 2019, https://ptec.org.pl/wp-content/uploads/2023/08/Raport-o-kogeneracji-w-cieplownictwie-PTEZ-Pazdziernik-2019.pdf, (dostęp:22.04.2026)

[4] https://cieplosystemowe.pl/cieplo-systemowe/, (dostęp: 22.04.2026).

[5] Energetyka cieplna w liczbach 2024, Urząd Regulacji Energetyki, Warszawa 2025, s. 6.

[6] Ibidem, s.12.

[7] Raport o kogeneracji……op.cit., s. 6.

[8] Ustawa Prawo energetyczne z dnia 10 kwietnia 1997 r. (Dz.U.2026.43).

[9] Dyrektywa………………op.cit.

[10] Rozporządzenie delegowane Komisji (UE) 2022/1214 z dnia 9 marca 2022 r. zmieniające rozporządzenie delegowane (UE) 2021/2139 w odniesieniu do działalności gospodarczej w niektórych sektorach energetycznych oraz rozporządzenie delegowane (UE) 2021/2178 w odniesieniu do publicznego ujawniania szczególnych informacji w odniesieniu do tych rodzajów działalności gospodarczej (Tekst mający znaczenie dla EOG) Zał. 1 pkt. 4.30.

[11] Raport Izby Gospodarczej Gazownictwa ………….op.cit., s. 6.

[12]Raport Europejskiego stowarzyszenia Biogazu (EBA), https://magazynbiomasa.pl/eba-potencjal-biometanu-jest-hamowany-przez-brak-skutecznej-polityki/, (dostęp:06.05.2026).

[13] https://www.iea.org/reports/renewables-2025/biogases, (dostęp: 06.05.2026).

[14] https://www.europeanbiogas.eu/news/european-biomethane-capacity-hits-7-bcm-stronger-policy-support-needed-to-sustain-momentum/, (dostęp: 06.05.2026).

[15] https://raportcsr.pl/polska-ma-potencjal-w-produkcji-biogazu-i-biometanu-ale-wciaz-go-nie-wykorzystuje/, (dostęp: 06.05.2026).

[16] Sprawozdanie z wyników monitorowania bezpieczeństwa dostaw paliw gazowych za okres od dnia 1 stycznia 2022 r. do dnia 31 grudnia 2022 r. , Minister Klimatu i Środowiska, Anna Moskwa, Warszawa 2023, s. 19.

[17]Sprawozdanie z wyników monitorowania bezpieczeństwa…………..op.cit. s. 20.

[18] https://biznes24.pl/pogp-udzial-rosji-w-imporcie-lpg-do-polski-spadl-do-126-w-2025-r/, (dostęp: 06.05.2026).

Autor: Dr inż. Małgorzata Niestępska, Prezes Zarządu, Elektrociepłownia Ciechanów Sp. z o.o., Państwowa Akademia Nauk Stosowanych im. I. Mościckiego w Ciechanowie ORCID:0000-0001-9410-8618
Źródło: Artykuł pochodzi z wydania 3/2026 magazynu ,,Nowa Energia”