Program rozwoju sektora biometanu w Polsce
Streszczenie
Założenia:
Program Rozwoju Sektora Biometanu w Polsce (dalej: Program) został opracowany w ramach międzynarodowego projektu GreenMeUp finansowanego w ramach Horizon Europe. Celem projektu jest wsparcie decydentów oraz uczestników rynku biometanu w tworzeniu dostosowanych do krajowych potrzeb działań w zakresie biometanu oraz jego wdrażania na rynku krajowym. Polskim partnerem konsorcjum jest PIGEOR. Program powstał na podstawie prac w grupach, pod kierunkiem dr Magdaleny Rogulskiej, Kierownika Projektu.
Program wpisuje się w klimatyczno-energetyczną politykę Unii Europejskiej wytyczoną w strategii Europejski Zielony Ład. Rola biometanu jest szczególnie uwzględniona w planie REPowerEU, który stawia przed Unią niewiążący cel produkcji 35 mld m3 biometanu rocznie do 2030 r.
Biometan wytwarzany z biogazu, jako odnawialne paliwo gazowe, stanowi kluczowy element transformacji klimatyczno-energetycznej. Jest paliwem o ujemnym lub zerowym bilansie emisji gazów cieplarnianych, posiada parametry jakościowe porównywalne z gazem ziemnym, co umożliwia mieszanie z gazem ziemnym w dowolnych proporcjach. Jego produkcja bazuje na lokalnych zasobach materiałów organicznych, takich jak produkty, odpady i pozostałości rolnicze, przemysłowe i komunalne.
Ocenia się, że Polska ma 5 co do wielkości potencjał produkcji biometanu w UE. Według szacunku NCBiR, całkowity potencjał techniczny produkcji biometanu z surowców odpadowych w Polsce to ok. 8 mld m3/rok. Przy wykluczeniu najmniejszych źródeł substratów potencjał wdrożeniowy określono na poziomie 5-6 mld m3 biometanu rocznie, z czego dostępny obecnie potencjał inwestycyjny, tj. ekonomicznie najbardziej uzasadniony, obejmujący lokalizacje z największą dostępnością substratów to 3,2 mld m3.
Biometan może być wykorzystywany w różnych sektorach gospodarki: w przemyśle, elektroenergetyce, transporcie, a także ciepłownictwie. Ze względu na organiczny potencjał wytwarzania biometanu powinien być on docelowo wykorzystywany w zastosowaniach, gdzie nie ma innej niż biometan alternatywy dla dekarbonizacji, np. w sektorach przemysłu wymagających wysokiej temperatury, której nie można uzyskać z energii elektrycznej.
Kluczowe wyzwania: zwiększenia wsparcia finansowego i regulacyjnego, dostosowanie infrastruktury gazowej, edukacja i zaangażowanie lokalnych społeczności i włodarzy danej lokalizacji, przyspieszenie uzyskiwania zgód /opinii/uzgodnień dla biometanu.
Cele: Zwiększenie produkcji biometanu – docelowy wzrost mocy produkcyjnych biometanu przyjęty według projektu KPEiK (z 2024) od 1335 ktoe (15 TWh) w 2030 r. do 3483 ktoe (40 TWh) w 2040 r., z uwzględnieniem wsparcia dla nowych inwestycji; dostosowanie infrastruktury gazowej do odbioru biometanu; promowanie wykorzystanie pofermentu w rolnictwie; ułatwienia legislacyjne i finansowe; zwiększenie świadomości społeczności lokalnych.
Analizowane scenariusze:
- Scenariusz rolniczy - rozproszony, instalacje o średniej mocy 15 GWh rocznie, wiąże się z wysokimi kosztami jednostkowymi wytwarzania biometanu oraz potrzebą znacznego rozwoju sieci gazowej;
- Scenariusz energetyczny – rozwój dużych instalacji o wydajności średnio 100 GWh biometanu rocznie, koszty wytwarzania biometanu najniższe, jednak mogą rosnąć koszty transportu substratów i pofermentu;
- Scenariusz elastyczny - kombinacja scenariuszy 1 i 2, dostosowanie wielkości i rodzaju instalacji do warunków lokalnych, średnia wielkość instalacji - 60 GWh rocznie, co jest bardzo zbliżone do średniej europejskiej. Scenariusz pozwala na optymalizację kosztów rozbudowy sieci gazowej.
Działania
9. Finansowanie – konieczne jest rozbudowanie instrumentów wsparcia po stronie podaży (taryfy FiP, aukcje, dotacje inwestycyjne) oraz popytu (obowiązek udziału biometanu dla firm paliwowych oraz dostawców gazu).
10. Lokalizacja inwestycji – wprowadzenie ułatwień dla lokalizacji inwestycji bez konieczności dostosowania się do zapisów planu ogólnego gminy oraz bez konieczności sporządzania planu miejscowego oraz równego traktowania podmiotów prywatnych i państwowych przy zakupie ziemi.
11. Procedury administracyjne – usprawnienie/skrócenie procedur administracyjnych przy wydawaniu decyzji środowiskowej, pozwolenia zintegrowanego oraz pozwoleń sektorowych (w szczególności dotyczących gospodarki odpadowej).
12. Przyłączenia do sieci gazowej – wsparcie operatorów sieci dystrybucyjnej w przygotowaniu sieci do przyjmowania biometanu (mechanizmy finansowania rozbudowy i współfinansowania przyłączeń), zwiększenie transparentności działania operatorów, weryfikacja wymagań jakościowych dla biometanu zatłaczanego do sieci (np. ciepło spalania), wdrożenie obowiązku zapewnienia stałej zdolności przesyłu instalacji biometanu podłączonych do sieci i zwiększenie możliwości przyłączania nowych biometanowni do sieci.
Wykorzystanie pofermentu - rozszerzenie listy substratów dopuszczonych do produkcji produktu pofermentacyjnego na wszystkie substraty dopuszczone do wytwarzania biogazu rolniczego, wprowadzenie uproszczeń proceduralnych dla wykorzystywania odpadowej masy pofermentacyjnej w rolnictwie, wdrożenie alternatywnych metod stosowania pofermentu.
Działania informacyjne i współpraca z kluczowymi interesariuszami – wdrożenie programów informacyjnych zwiększających zainteresowanie biometanem oraz edukacyjnych, w tym dla organów administracji.
Zaangażowanie społeczności i strategia komunikacji – opracowanie wskazówek dla deweloperów w zakresie włączania lokalnej społeczności na wczesnym etapie procesu inwestycyjnego, w celu uzyskania jej wsparcia.
1. Wprowadzenie
Program Rozwoju Sektora Biometanu w Polsce (dalej: Program) został opracowany w ramach międzynarodowego projektu GreenMeUp finansowanego z Horizon Europe. Celem projektu jest wsparcie decydentów oraz uczestników rynku biometanu w tworzeniu dostosowanych do krajowych potrzeb działań w zakresie biometanu oraz jego wdrażania na rynku krajowym. Polskim partnerem konsorcjum jest PIGEOR.
W ramach projektu zaproszono do współpracy uczestników rynku biometanu oraz osoby mające na niego wpływ: producentów substratów, dostawców technologii, producentów biogazu, operatorów sieci gazowych, końcowych użytkowników biometanu, decydentów, ekspertów branżowych, a także przedstawicieli społeczeństwa. Prace były prowadzone w systemie roboczych spotkań warsztatowych, podczas których uczestnicy dyskutowali na temat obecnej sytuacji sektora oraz kierunków jego rozwoju w naszym kraju. Następnie, pod kierunkiem dr Magdaleny Rogulskiej, Kierownika Projektu, został opracowany Program, konsultowany na kolejnych etapach ze wszystkimi uczestnikami.
1.1. Cel dokumentu
Celem Programu Rozwoju Sektora Biometanu w Polsce jest utworzenie spójnych ram rozwoju sektora biometanu w Polsce oraz inicjowanie instrumentów i mechanizmów wspierających ten sektor.
Z uwagi na krajowy potencjał wytwarzania biometanu oraz dotychczasowy brak rozwoju tego typu instalacji w Polsce, a także rolę biometanu w osiągnięciu celów polityki klimatycznej, sektor ten wymaga spójnego planu rozwoju.
Niniejszy plan wpisuje się w założenia kluczowego obecnie dokumentu o charakterze strategicznym, jakim jest aktualizacja Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu do roku 2030 (KPEiK), w którym zostały określone kierunki działań wspierających dekarbonizację różnych sektorów gospodarki, przy jednoczesnym wzmocnieniu bezpieczeństwa energetycznego kraju.
1.2. Znaczenie biometanu
Biometan wytwarzany z biogazu powstałego w instalacjach fermentacji metanowej materii organicznej, jako odnawialne paliwo gazowe, stanowi niezwykle istotny element transformacji klimatyczno-energetycznej. Przede wszystkim, jest paliwem o ujemnym lub zerowym bilansie emisji gazów cieplarnianych. Posiada parametry jakościowe porównywalne z gazem ziemnym, co umożliwia wprowadzanie go do sieci gazu ziemnego i mieszanie z gazem ziemnym w dowolnych proporcjach. Jego produkcja bazuje na lokalnych zasobach materiałów organicznych, produkty, odpady i pozostałości rolnicze, przemysłowe i komunalne. Z uwagi na powyższe rozwój rynku biometanu jest kluczowy dla:
Ograniczenia emisji gazów cieplarnianych w wielu sektorach gospodarki (przemysł, elektroenergetyka, transport, ciepłownictwo, jak również rolnictwo).
Zwiększenia niezależności energetycznej Polski poprzez zastąpienie części importowanego gazu ziemnego biometanem.
Wsparcia gospodarki o obiegu zamkniętym i minimalizacji negatywnego wpływu na środowisko związanego z zagospodarowaniem odpadów organicznych.
1.3. Kontekst polityczno-gospodarczy
Kontekst europejski:
Program wpisuje się w klimatyczno-energetyczną politykę Unii Europejskiej wytyczoną w strategii Europejski Zielony Ład. Rola biometanu jest szczególnie uwzględniona w planie REPowerEU EU, który stawia przed Unią niewiążący cel produkcji 35 mld m3 biometanu rocznie do 2030 r. Z analiz KE wynika, że potencjał wytwarzania biogazu w Polsce wynosi 3,3 mld m3/rok w 2030 r., z czego 1,2 mld m3 z odpadów rolniczych i 1,1 mld m3 z odchodów zwierząt. Jednakże ze względu na przedłużające się procedury legislacyjne wprowadzające systemy wsparcia dla produkcji biometanu w Polsce, na dzisiaj potencjał ten należy rozumieć jako teoretyczny. Dopiero po wprowadzeniu odpowiedniego systemu wsparcia będzie można określić faktyczne możliwości wytwarzania biometanu w Polsce.
W Polsce biometan nie jest jeszcze produkowany pomimo wysokiego potencjału, tymczasem inne kraje europejskie zauważyły już korzyści płynące z produkcji biometanu i prowadzą działania mające na celu rozwój tego sektora. Moc zainstalowanych biometanowni w UE sięga już 6,4 mld m³ rocznie. Zgodnie z danymi zebranymi przez Europejskie Stowarzyszenie Biogazu (EBA), w ciągu ostatnich dwóch lat, moc zainstalowana biometanowni w EU wzrosła o 37%. Biorąc pod uwagę tempo przyrostu nowych mocy, osiągnięcie wyznaczonego celu 35 mld m³ biometanu w 2030 r. będzie możliwe. Największy potencjał produkcyjny mają Niemcy z mocą zainstalowaną w wysokości 148 tys. m³/h, a największy wzrost, bo o 45% od 2022 r. notuje Francja, której łączna moc wynosi 133 tys. m³/h. W pierwszej piątce najszybszego wzrostu znajdują się jeszcze: Włochy, Dania oraz Wielka Brytania.
W większości tych państw powstały strategie wskazujące cele wytwarzania biometanu, kierunki jego wykorzystania oraz wynikające z tego instrumenty zachęcające do inwestowania w ten sektor. Takie strategie przyjęły m.in. Francja, Włochy, Wielka Brytania oraz Dania, czego wynikiem jest ciągły wzrost mocy i liczby instalacji. Kierunki wyznaczone w strategii widać w różnych ścieżkach rozwoju sektora. Francja i Dania stawiają przede wszystkim na biometan zatłaczany do sieci, który jest objęty systemem wsparcia. W innych krajach takich jak Włochy czy Szwecja, większość biometanu wykorzystuje się do produkcji biopaliw płynnych w postaci bioLNG i bioCNG. Różnice wynikają przede wszystkim z różnego stopnia gęstości i dostępności sieci dystrybucyjnej gazu ziemnego, jak również zależą od decyzji politycznej gdzie i w jakiej formie biometan ma być wykorzystywany. Przykładem są Włochy, gdzie jest mocno rozwinięty rynek samochodów zasilanych CNG i w związku z tym promowane jest przede wszystkim wykorzystanie biometanu jako paliwa transportowego.
Rynek biometanu w Europie jest nierozerwalnie związany z rynkiem biokomponentów do paliw. W ostatnich latach do Europy zostały dostarczone z krajów trzecich znaczne ilości biokomponentów o wątpliwej jakości, które to dostawy zachwiały rynkiem biopaliw w Niemczech. Konieczne jest zapobieganie wystąpieniu podobnego scenariusza dla biometanu, który również może być dostarczany do Europy z krajów gdzie systemy kontroli jego wytwarzania są na znacznie niższym poziomie niż w EU. Taka sytuacja może spowodować gwałtowne zatrzymanie powstawania nowych i bankructwo istniejących biometanowni.
Kontekst krajowy:
Polska, zgodnie z zapisami Polskiej Polityki Energetycznej do 2040 r. (PEP2040), zobowiązała się, do osiągnięcia w 2030 r. zdolności transportu sieciami gazowymi mieszaniny zawierającej ok. 10% gazów zdekarbonizowanych oraz redukcji emisji gazów cieplarnianych o 50,4% w stosunku do poziomu z 1990 roku. Wprowadzenie biometanu do krajowego miksu energetycznego ma wspierać realizację tych celów, a jednocześnie przyczyniać się do rozwoju lokalnych gospodarek oraz wsparcia społeczności wiejskich.
Projekt zaktualizowanego KPEiK jest, w momencie opracowywania Programu, w trakcie przygotowania. W Polsce dotychczas nie wdrożono w pełni zapisów RED II ani RED III, które m.in. są istotne dla rozwoju sektora biometanu. Prace w tym zakresie trwają.
W Polsce dotychczas nie uruchomiono żadnej instalacji biometanowej poza małą instalacją pilotażową we wsi Brody na terenie Uniwersytetu Przyrodniczego w Poznaniu, zrealizowaną w konkursie technologicznym ze środków Narodowego Centrum Badań i Rozwoju. Obecnie w kraju jest kilkadziesiąt projektów biometanowych w przygotowaniu. Znakomita większość z nich boryka się z barierami rozwoju będąc na etapie przed-inwestycyjnym.
1.4. Struktura programu
Program został podzielony na kilka kluczowych części:
Analizę sytuacji wyjściowej, w tym analizę SWOT sektora biometanu w Polsce.
Wizję i misję rozwoju sektora biometanu.
Cele strategiczne i rekomendowane działania operacyjne.
Scenariusze rozwoju sektora dostosowane do specyfiki lokalnych warunków
Rekomendowane działania
2. Analiza sytuacji wyjściowej
2.1. Stan obecny rynku biometanu w Polsce
Polski sektor biometanu znajduje się na bardzo początkowym etapie rozwoju. Kluczowym atutem Polski jest dostępność substratów organicznych, głównie pochodzących z sektora rolniczego, przemysłu spożywczego oraz gospodarki odpadami komunalnymi. Jednocześnie rynek boryka się z licznymi barierami strukturalnymi i systemowymi, w tym brakiem jasno określonych celów strategicznych, niedostateczną infrastrukturą odbioru paliwa gazowego oraz złożonymi procedurami administracyjnymi i brakiem akceptacji społecznej.
W obecnych uwarunkowaniach rynkowych, koszt wytworzenia biometanu jest wyższy od kosztu zakupu gazu ziemnego, dlatego konieczne jest wsparcie operacyjne. Ma to szczególne znaczenie dla rozwoju pierwszych instalacji w Polsce i tworzenia się rynku.
2.2. Potencjał surowcowy
Polska posiada jedne z największych w Europie zasobów surowcowych, które mogą być wykorzystane do produkcji biometanu. W Polsce szczególnie istotnym źródłem substratów o charakterze odpadowym, co warunkuje bez emisyjny charakter biometanu są :
odpady i pozostałości rolnicze: obornik, gnojowica i resztki roślinne;
odpady i pozostałości z przetwórstwa rolno-spożywczego,
selektywnie zbierane odpady komunalne, w szczególnie odpady kuchenne i restauracyjne.
Według szacunków NCBiR[1] całkowity potencjał techniczny produkcji biometanu z surowców odpadowych w Polsce to ok. 8 mld m3/rok. Przy wykluczeniu najmniejszych źródeł substratów potencjał wdrożeniowy określono na poziomie 5-6 mld m3 biometanu rocznie, z czego dostępny obecnie potencjał inwestycyjny, tj. ekonomicznie najbardziej uzasadniony, obejmujący lokalizacje z największą dostępnością substratów to 3,2 mld m3. Podobny potencjał oszacowano dla Polski w raporcie międzynarodowym organizacji Gas for Climate.
Przetworzenie dostępnych zasobów substratów i odpadów organicznych w instalacjach produkcji biometanu umożliwia zamknięcie obiegu materii organicznej i pierwiastków biogennych w przyrodzie, co jest kluczowe w kontekście gospodarki o obiegu zamkniętym. Korzyści obejmują zarówno redukcję emisji gazów cieplarnianych, jak i zmniejszenie ilości odpadów organicznych trafiających na składowiska. Przefermentowana masa organiczna powraca do obiegu w postaci nawozu organicznego do zastosowań w rolnictwie i ogrodnictwie.
2.3. Zastosowanie biometanu
Biometan z uwagi na swoją uniwersalność jako paliwo równoważne do gazu ziemnego może być wykorzystywany w różnych sektorach gospodarki: w przemyśle, elektroenergetyce, transporcie, a także ciepłownictwie. Należy jednak mieć na uwadze, że ze względu na organiczny potencjał wytwarzania biometanu powinien być on priorytetowo wykorzystany w zastosowaniach, gdzie nie ma innej niż biometan alternatywy dla dekarbonizacji, np. w sektorach przemysłu wymagających wysokiej temperatury, której nie można uzyskać z energii elektrycznej.
Mając na uwadze projekt Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu biometan będzie miał zastosowanie:
· w przemyśle, co przyspieszy proces redukcji śladu węglowego produktów (zarówno wykorzystanie energetyczne jak i surowcowe do procesów produkcyjnych),
· w sektorze elektroenergetyki, jako paliwo gazowe, które łącznie z gazem ziemnym będzie wykorzystywane do bilansowania sieci elektroenergetycznej,
· w sektorze transportu, ze względu na możliwość zaliczenia zużycia biometanu do realizacji Narodowego Celu Wskaźnikowego (NCW),
· w ciepłownictwie, co pozwoli na spełnienie wymogów „efektywnych systemów ciepłowniczych”.
Z uwagi na wyższy koszt produkcji biometanu w porównaniu do cen zakupu gazu ziemnego (włączając opłatę EU ETS), biometan powinien docelowo być kierowany do tych sektorów i zastosowań, gdzie uzyska najwyższą cenę. Zapewni to wytwórcy odpowiednią rentowność inwestycji, co pozwoli w dłuższym okresie czasu uniezależnić instalacje biometanowe od systemu wsparcia operacyjnego ze środków publicznych. Szczególnym przykładem takich zastosowań biometanu jest wykorzystanie tego gazu w gałęziach przemysłu wytwarzających produkty o wysokiej wartości dodanej, a także bilansowanie systemu elektroenergetycznego.
Warto podkreślić, że dynamiczny rozwój OZE, a tym samym coraz większa liczba instalacji fotowoltaicznych czy wiatrowych to wyzwanie dla zbilansowania systemu energetycznego. Podczas gdy biogaz może bilansować system elektroenergetyczny w cyklu dobowym (biogazownie szczytowe), biometan wprowadzony do sieci gazowej może być magazynowany w dłuższym okresie i łącznie z gazem ziemnym może zasilać dyspozycyjne źródła gazowe bilansujące system elektroenergetyczny kraju w dniach niewystarczającej podaży energii z zależnych od pogody OZE. Do tego potrzebny jest oczywiście odpowiedni system regulacyjny stymulujący ten kierunek wykorzystania biometanu.
Trzeba mieć na uwadze, że możliwa maksymalna produkcja biometanu nie zaspokoi wszystkich potrzeb, a w procesie dekarbonizacji będzie dominowała elektryfikacja. W związku z tym optymalnym rozwiązaniem byłoby wskazanie przez ustawodawcę kierunków i celów wykorzystania biometanu, z punktu widzenia potrzeby osiągania celów klimatycznych oraz koniecznych do poniesienia kosztów i wspieranie wykorzystania biometanu do osiągania wyznaczonych w ten sposób celów. Tak, aby kryterium wykorzystania biometanu była nie tylko cena, ale również osiągane w ten sposób ograniczenie emisji.
2.4. Aspekty regulacyjne, administracyjne i techniczne
Pomimo rosnącego zainteresowania sektorem biometanu, brak spójnych i kompleksowych ram prawnych został zidentyfikowany jako jedna z głównych barier jego rozwoju.
Obecnie regulacje oferują systemowe wsparcie operacyjne dla mniejszych instalacji biometanowych (<1 MW w przeliczeniu na energię elektryczną czyli 20 GWh rocznie produkowanej energii chemicznej paliwa). Brak jednak systemów wsparcia operacyjnego dla instalacji o ekwiwalentnej mocy powyżej 1MW, dopiero w przygotowaniu jest system aukcyjny.
Brak jasnych zasad współpracy między operatorami systemów gazowych, a producentami biometanu. Wymagane prawem parametry jakościowe dla biometanu wprowadzanego do sieci są rygorystyczne zwłaszcza w odniesieniu do ciepła spalania i zawartości tlenu, co w praktyce uniemożliwia wprowadzenie biometanu do sieci bez konieczności jego wzbogacania ciężkimi węglowodorami, np. propanem.
Barierą jest także niska chłonność sieci dystrybucyjnych na przeważającym obszarze kraju i w większości miejsc planowanych instalacji biometanowych, gdzie są dostępne substraty, co uniemożliwia wprowadzanie tego paliwa do sieci gazowej.
Inwestorzy borykają się z bardzo długimi, złożonymi procedurami uzyskiwania pozwoleń administracyjnych. Proces uzyskania pozwoleń w praktyce trwa nawet 4-5 lat dla inwestycji biometanowej z uwzględnieniem decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach. Generalnie brakuje akceptacji społecznej dla tego typu inwestycji.
2.5. Analiza SWOT sektora biometanu
W grupach roboczych przeprowadzana została analiza SWOT sektora biometanu. W odpowiedzi na zidentyfikowane potrzeby energetyczne kraju i wyzwania środowiskowe sformułowano rekomendacje branży dotyczące rozwoju rynku biometanu w Polsce. Opracowanie programu rozwoju sektora biometanu w Polsce z jasnym i wiążącym celem w różnych sektorach energetycznych, promowanie dekarbonizacji sektora transportu poprzez włączenie biometanu jako paliwa transportowego, zaangażowanie lokalnych podmiotów w transfer wiedzy i innowacji, a także wprowadzenie usprawnień w celu uzyskania wymaganych pozwoleń są uważane za najważniejsze czynniki w perspektywie krótkoterminowej zgodnie z wynikami analizy SWOT (raport D 4.2 projektu GreenMeUp).
Mocne strony:
· Znaczący potencjał substratów o charakterze odpadowym, co daje możliwość efektywnej produkcji biometanu i realizacji bardzo wielu inwestycji.
· Możliwość zastąpienia około 25% importowanego gazu ziemnego (14,1 mld m3 w 2023 r.) przez biometan, co przyczyni się do poprawy bezpieczeństwa energetycznego.
· Zgodność z unijną polityką klimatyczną oraz celami dekarbonizacji sektora gospodarki.
· Optymalne i efektywne wykorzystanie bioodpadów (wytwarzanie energii i nawozów).
Słabe strony:
· Dotychczasowy brak długoterminowej strategii rozwoju sektora biometanu, w tym jasno określonych wiążących celów strategicznych.
· Brak wsparcia operacyjnego dla biometanowni o mocy ekwiwalentnej powyżej 1 MW.
· Brak rynku biometanu, istniejące mechanizmy i uwarunkowania rynkowe nie motywują potencjalnych odbiorców do wykorzystania biometanu.
· Ograniczona chłonność gazowej infrastruktury dystrybucyjnej, co utrudnia zatłaczanie biometanu do sieci.
· Problemy administracyjne, w tym czasochłonne i skomplikowane procesy uzyskiwania pozwoleń, dodatkowo różnice interpretacyjne lokalnych i regionalnych organów administracji, które odpowiedzialne są za wydawanie tych pozwoleń.
Szanse:
· Wsparcie finansowe i legislacyjne oferowane w ramach polityki unijnej, w tym fundusze przeznaczone na rozwój odnawialnych źródeł energii.
· Możliwość dekarbonizacji wielu sektorów gospodarki (m.in. ciepłownictwo, transport, przemysł, elektroenergetyka), dzięki zastosowaniu biometanu jako niskoemisyjnego paliwa alternatywnego.
· Rosnące zainteresowanie inwestorów oraz lokalnych społeczności rozwiązaniami opartymi na gospodarce o obiegu zamkniętym.
· Określenie celów dla biogazu i biometanu i kierunków ich wykorzystania w krajowym miksie energetycznym w projekcie KPEiK.
Zagrożenia:
· Brak spójnych i kompleksowych ram prawnych i finansowych wspierających sektor.
· Brak infrastruktury sieciowej gotowej do odbioru biometanu, co może skutkować brakiem rozwoju produkcji biometanu lub popularyzacją produkcji bioLNG eksportowanego z Polski i wykorzystywanego do realizacji celów ograniczania emisji przez inne kraje.
· Brak akceptacji społecznej dla inwestycji w biometanownie oraz możliwe protesty lokalne.
2.6. Kluczowe wyzwania
Wsparcie finansowe i regulacyjne: Rozszerzenie operacyjnych systemów wsparcia, takich jak taryfy FiP czy systemy aukcyjne dla większych instalacji oraz uproszczenie procedur administracyjnych, będzie kluczowe dla przyciągnięcia inwestorów do sektora.
Dostosowanie infrastruktury gazowej: Niezbędne jest zwiększenie absorpcyjności sieci gazowych, w szczególności dystrybucyjnych, co umożliwi efektywne włączenie biometanu do krajowego systemu energetycznego.
Edukacja i zaangażowanie społeczne: Podniesienie świadomości społecznej na temat korzyści środowiskowych i gospodarczych wynikających z rozwoju biometanu, co może zwiększyć akceptację społeczną dla inwestycji.
3. Wizja i misja
Wizja: Stworzenie sprzyjającego środowiska dla zrównoważonego rozwoju rynku biometanu w Polsce jako elementu narodowego systemu energetycznego .
Misja: Utrwalenie długofalowej współpracy branży, administracji państwowej oraz samorządowej w celu zwiększenia udziału biometanu jako stabilnego i sterowalnego, krajowego gazowego źródła energii odnawialnej, zagospodarowującego odpady organiczne.
4. Cele strategiczne sektora biometanu
· Cel 1: Zwiększenie produkcji biometanu – docelowy wzrost mocy produkcyjnych biometanu przyjęty według projektu KPEiK (z 2024) od 1335 ktoe (15 TWh) w 2030 r. do 3483 ktoe (40 TWh) w 2040 r.[2], z uwzględnieniem wsparcia dla nowych inwestycji.
· Cel 2: Dostosowanie infrastruktury gazowej do odbioru biometanu – zapewnienie równego dostępu do sieci i infrastruktury, co pozwoli na przesył gazu do odbiorców w kraju.
· Cel 3: Promowanie wykorzystania pofermentu w rolnictwie – cenny i bezpieczny produkt nawozowy umożlwiający zamykanie obiegu pierwiastków biogennych w przyrodzie.
· Cel 4: Ułatwienia legislacyjne i finansowe – uproszczenie procedur administracyjnych i zapewnienie stabilnych ram prawnych oraz wsparcia finansowego.
· Cel 5: Zwiększenie świadomości społeczności lokalnych dla budowy biometanowni.
5. Scenariusze rozwoju
Scenariusz 1: Rolniczy
Na obszarach, gdzie substratów do produkcji biometanu jest zbyt mało lub występują problemy z chłonnością sieci gazowych zakłada się, że będzie wytwarzany biogaz lub biogaz rolniczy by za jego pomocą stabilizować dobowo sieci elektroenergetyczne na obszarach wiejskich. Małe biogazownie będą miały w tym przypadku ważną funkcję utylizującą odpady i pozostałości.
W odniesieniu do biometanu Scenariusz 1, to scenariusz rozproszony, który zakłada rozwój większej liczby mniejszych instalacji wytwarzania biometanu na obszarach wiejskich. Instalacje te mogą powstać w powiązaniu z większymi gospodarstwami, jak np. gospodarstwa prowadzące chów krów mlecznych W przypadku braku sieci gazowej w danej lokalizacji biometan może być transportowany butlowozami do scentralizowanych zakładów zatłaczania do sieci lub do użytkowników końcowych.
Przykładem takich inwestycji jest rynek francuski, gdzie przeważają małe instalacje o mocy poniżej 20 GWh produkcji rocznie, co wynika z rozproszenia rolnictwa i przetwórstwa spożywczego, a także chęci wspierania instalacji położonych na terenach niezurbanizowanych.
Główne korzyści płynące z tego scenariusza obejmują zaangażowanie większej liczby społeczności wiejskich oraz producentów rolnych w sektor biometanowy, co może pomóc w uzyskaniu poparcia społeczności lokalnych dla produkcji biometanu.
Słabą stroną mniejszych instalacji są wysokie jednostkowe koszty wytwarzania biometanu, co stanowi, że jest to najdroższy scenariusz, zarówno w zakresie nakładów inwestycyjnych jak i kosztów operacyjnych wytwarzania biometanu. Ponadto, w przypadku zmiennego wsadu nadzór technologiczny oraz szybka reakcja na zakłócenie procesu fermentacji może być wyzwaniem. Dodatkowo instalacje przy gospodarstwach rolnych charakteryzują się niższym współczynnikiem wykorzystania mocy (poniżej 60%), jako że nastawione są przede wszystkim na utylizację odpadów, a nie produkcję energii. W tym scenariuszu wielkość instalacji wynosi 10-20 GWh energii chemicznej paliwa rocznie.
Ze względu na małą wielkość instalacji i przewidywane trudności z transportem gazu do sieci, można z dużą dozą prawdopodobieństwa ocenić, że w tym scenariuszu będą powstawały przede wszystkim biogazownie o funkcji elektrociepłowni, a nie biometanownie.
Scenariusz 2: Energetyczny
Scenariusz 2 polega na rozwijaniu skoncentrowanych dużych instalacji nastawionych na produkcję paliwa gazowego. Mogą to być zarówno instalacje powiązane z dużym głównym źródłem substratu, jak np. duży zakład przetwórstwa spożywczego, jak i instalacje bazujące na zakupie i dowozie substratu w wielu różnych źródeł rozproszonych, przy czym skala instalacji jest zawsze duża. Z punktu widzenia kosztów wytwarzania biometanu jest to najbardziej ekonomicznie efektywna opcja ze względu na efekt skali. Duże instalacje dominują w Danii (średnia wydajność wynosi prawie 120 GWh produkcji biometanu rocznie) oraz Wielkiej Brytanii (średnia moc wynosi prawie 80 GWh).
Należy jednak zauważyć , że nie wszędzie jest dostępna wystarczająca ilość substratów do budowy dużych instalacji, co spowoduje, że część substratów nie byłaby wykorzystana. W przypadku dostawy wsadu z wielu źródeł rozproszonych rosną również koszty transportu. Kluczowa jest również dostępność sieci gazowej, a w szczególności dostosowanie istniejącej sieci do odbioru biometanu. W tym scenariuszu wielkość instalacji wynosi 80-100 GWh energii chemicznej paliwa rocznie.
Scenariusz 3: Elastyczny
Scenariusz 3 jest kombinacją scenariuszy 1 i 2. Polega na dostosowaniu wielkości i rodzaju instalacji do warunków lokalnych. Duże instalacje oferują korzyści wynikające z ekonomii skali, co przekłada się na niższe koszty wytwarzania paliwa gazowego. W tym scenariuszu średnia wielkość budowanej elektrowni szacuje się 60 GWh rocznie energii chemicznej paliwa, co jest bardzo zbliżone do średniej europejskiej.
Na obszarach, gdzie rolnicy są zainteresowani budową instalacji zintegrowanych z gospodarstwem lub grupa kilku sąsiadujących gospodarstw lub gdzie nie ma akceptacji społecznej dla biometanowni energetycznych, w dalszym ciągu będą powstawały mniejsze instalacje.
Realizacja celu KPEiK według różnych scenariuszy
Realizacja celu założonego w projekcie KPEiK czyli osiągnięcia mocy produkcyjnej w wysokości 15 TWh energii chemicznej biometanu w 2030 r. i 40 TWh w roku 2040 wymaga podjęcia intensywnych działań. W zależności od przyjętego scenariusza rozwoju, trzeba się liczyć z różną skalą koniecznych inwestycji.
W przypadku przyjęcia realizacji celu według scenariusza rolniczego, konieczna byłaby budowa 1000 instalacji o średniej mocy produkcyjnej 15 GWh (odpowiednik mocy zainstalowanej 0,75 MWel) do 2030 roku i 2700 instalacji do roku 2040. Biorąc pod uwagę, że biometanownie są lokalizowane na terenach rolnych, gdzie sieć gazowa nie występuje albo ma bardzo niską chłonność, konieczny byłby szeroko zakrojony scenariusz rozbudowy sieci gazowej.
Podobny scenariusz jest realizowany we Francji, w której w 2023 roku było już 652 (w 2025 roku już -ponad 700) biometanowni podłączonych do sieci, o łącznej mocy produkcyjnej 11,8 TWh rocznie (średnia moc instalacji 18 GWh rocznie).
Taki rozwój nie byłby możliwy bez towarzyszących inwestycji w infrastrukturę przesyłową, m.in. zrealizowano około 30 stacji rewersyjnych (44 są zatwierdzone), budowane są „spinki” łączące obszary dystrybucyjne, a operatorzy sieci partycypują w kosztach przyłączenia. Francuski operator GRDF szacuje, że koszty inwestycji w sieci wyniosą 500 mln Euro do 2028 roku.
Przyjęcie scenariusza energetycznego, oznacza że do roku 2030 trzeba byłoby zrealizować 150 instalacji o mocy produkcyjnej 100 GWh (odpowiednik mocy zainstalowanej 5 MWel) oraz 400 takich instalacji do roku 2040. W tym scenariuszu w większym stopniu można dostosować lokalizację instalacji do dostępności sieci gazowej o odpowiedniej chłonności. W przypadku braku sieci, łatwiej jest zaplanować i wybudować konieczne odcinki sieci. Jednakże, należy się liczyć z większymi kosztami dowozu substratów oraz dystrybucji pofermentu.
Krajem UE, w którym branża biometanowa rozwija się dynamicznie jest Dania, w której pracuje 59 instalacji wytwarzających 7428 GWh biometanu rocznie (średnia produkcja z instalacji wynosi 125 GWh). W Danii istnieją 3 instalacje rewersyjne (2 kolejne w budowie) co odzwierciedla różnice w stosunku do systemu francuskiego. Tym niemniej, trzeba zauważyć, że Dania bardziej się różni od Polski niż Francja pod względem wielkości i struktury rolnictwa, więc trudno mówić o bezpośrednim porównaniu, przedstawiona jest jedynie różnica skali.
Przyjęcie scenariusza elastycznego, zależnego od warunków lokalnych czyli budowę instalacji o średniej mocy produkcyjnej 60 GWh (odpowiednik 3 MWel) będzie wymagało realizacji 260 instalacji do roku 2030 oraz 670 instalacji do roku 2040.
Na obecnym etapie trudno określić potrzeby i koszty rozwoju infrastruktury sieciowej, wymaga to dodatkowej pracy ze strony operatorów sieci i wytwórców biometanu. Kluczowe będą rozwiązania przyjęte i promowane przez krajowe regulacje oraz działania regulacyjne.
6. Działania
Realizacja ambitnych założeń KPEiK w zakresie rozwoju biogazu i biometanu wymaga określenia konkretnych działań. Poniżej przedstawione rekomendacje w odniesieniu do występujących kluczowych barier i wyzwań zostały wypracowane w ramach projektu GreenMeUp.
Na spotkaniu grupy roboczej projektu GreenMeUp w dn.27-11-2024 r., w trakcie interaktywnej sesji warsztatowej, zostały podsumowane prace prowadzone w ramach projektu oraz przedyskutowane propozycje rekomendacji przyspieszających rozwój rynku biometanu w Polsce. W kolejnym etapie, uwagi i propozycje uczestników zostały uwzględnione w ostatecznej wersji Programu.
6.1. Finansowanie
Finansowanie kapitałochłonnych instalacji biogazowych i biometanowych wymaga obecnie wsparcia, na rynku polskim brakuje kapitału, który byłby zainteresowany długoterminową inwestycją w przedsięwzięcia o wysokim ryzyku. Jak wynika z doświadczeń innych krajów, operacyjne wsparcie ze środków publicznych jest najlepszym stymulantem rozwoju, mobilizującym kapitał prywatny do podejmowania inwestycji spłacanych w długoletnim okresie. Wprowadzone w Polsce wsparcie FiP dla instalacji o mocy do 1 MW jest pierwszym krokiem, potrzebne jest wsparcie dla większych bardziej efektywnych instalacji.
Jednocześnie z wprowadzeniem wsparcia operacyjnego, źródłem uzupełniającym powinno być finansowanie „biznesowe” poprzez obowiązek lub dobrowolną decyzję korporacyjną realizacji celów klimatycznych. W ostatnio przyjętej nowelizacji ustawy o biopaliwach i biokomponentach transponowane są przepisy dyrektywy RED w zakresie zobowiązania branży paliwowej do wykorzystania biopaliw zaawansowanych, jednak nie ma tam bezpośredniego odniesienia do biometanu, co znacznie osłabia te zapisy w kontekście rozwoju branży.
Przyjęcie celów biometanowych powinno także uruchomić rynek biznesowy. Można oczekiwać, że znaczna liczba podmiotów korporacyjnych uzna potrzebę i gotowość do wykorzystywania OZE, w tym biometanu i uiszczenia premii ekologicznej z tym związanej.
Działania:
Mechanizmy po stronie podaży:
Wsparcie operacyjne (biometan zatłaczany do sieci dla elektroenergetyki i ciepłownictwa):
- dla instalacji do 1 MW – taryfa gwarantowana FiP (przyjęta),
- dla instalacji powyżej 1 MW – system aukcyjny, w pierwszym okresie bez wymogu konkurencyjności i bez podziału na koszyki mocowe (3 lata), w kolejnym okresie wprowadzenie koszyków mocowych: do 2 MW, między 2 a 4 MW oraz powyżej 4MW.
W następnej kolejności konieczne są dodatkowe działania:
- przygotowanie rozwiązań dla elektrociepłowni biogazowych przekształcanych po podstawowym okresie wsparcia w biometanownie,
- wprowadzenie instrumentów pomagających wykorzystać sterowalność elektrociepłowni biogazowych, które mogą pracować w systemie szczytowym lub pół-szczytowym,
- umożliwienie równoległego/naprzemiennego wytwarzania z biogazu energii elektrycznej i ciepła oraz biometanu (szczególnie ważne przy niskiej chłonności sieci gazowej) z możliwością łączenia instrumentów wsparcia.
· Wsparcie inwestycyjne:
- Dotacje i kredyty preferencyjne oraz preferencyjne gwarancje bankowe dedykowane do biometanowni do kredytów inwestycyjnych.
Mechanizmy po stronie popytu:
Obowiązek wykorzystania biometanu w miksie energetycznym:
- wprowadzenie poziomu obowiązkowego wykorzystania biometanu zatłaczanego do sieci przez spółki paliwowe (do wypełnienia obowiązku NCW) w ustawie o biopaliwach i biokomponentach – 1,75% do 2030 roku;
- wprowadzenie obowiązku wykorzystywania biometanu przez dostawców gazu do sektora komunalnego (mieszkalnictwo i usługi) – wzorem Francji, która wprowadziła takie zobowiązanie (od 2026 r.) dla sprzedawców o sprzedaży powyżej 400 GWH rocznie, w wysokości 0,41% biometanu w całym wolumenie sprzedawanego gazu w 2026r. wzrastający do 4,15% w 2028r.
· Realizacja wymagań korporacyjnych w przemyśle poprzez zawieranie umów na dostarczanie odnawialnego gazu (BPA) w celu realizacji celów i budowania wizerunku firmy przyjaznej dla klimatu oraz na potrzeby raportowania ESG.
6.2. Lokalizacja inwestycji
W nowelizacji ustawy o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym z 2023 roku, wprowadzony został obowiązek lokalizowania instalacji OZE o mocy powyżej 1 MWe od 2026 r. jedynie na podstawie miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego. Instalacje biogazowe są lokalizowane przede wszystkim na terenach rolnych, które w znakomitej większości nie są objęte mpzp, zatem praktycznie dla każdej instalacji o mocy powyżej 1 MWe konieczne będzie uchwalenie planu miejscowego. Procedura przygotowania mpzp, zakładając, że jest wola władz gminnych trwa przynajmniej rok (często nawet dłużej), co zatrzyma wszelkie procesy inwestycyjne na ten czas.
Zgodnie z zapisami ustawy o kształtowaniu ustroju rolnego, podmioty nieprowadzące działalności rolniczej praktycznie nie mają możliwości zakupu działki rolnej o powierzchni powyżej 1 ha. Tymczasem nawet mniejsze biogazownie o mocy 1 MWe zajmują powierzchnię około 2 ha, a są to instalacje z zasady lokalizowane na obszarach rolnych, ze względu na łatwy dostęp do substratów oraz z uwagi na charakter rolniczy, który wpisuje się w lokalne środowisko.
Działania:
- Zwiększenie w ustawie o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym mocy instalacji biogazowych budowanych bez konieczności uchwalenia miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego: na użytkach rolnych klasy I-IV – do 1 MW, natomiast na terenach innych niż użytki rolne klas I-IV, do 4 MWe Uwzględnienie możliwości lokalizacji instalacji bez konieczności uprzedniego „wpisania się” w teren przypisany pod OZE w planie ogólnym.
- Wprowadzenie możliwości nabywania gruntów rolnych o powierzchni powyżej 1 ha na cele budowy instalacji biogazowych i biometanowych w ustawie o kształtowaniu ustroju rolnego, uchylenie przepisów ustawy o gospodarowaniu nieruchomościami rolnymi Skarbu Państwa umożliwiających KOWR bezprzetargową dzierżawę gruntów rolnych przez Spółki Skarbu Państwa i przywrócenie równego traktowania podmiotów państwowych i prywatnych, jak również uchylenie przepisów tejże ustawy dotyczących prawa pierwokupu KOWR udziałów lub akcji spółek prowadzących działalność w zakresie eksploatacji instalacji OZE.
6.3. Procedury administracyjne
Przewlekłość procedur administracyjnych powoduje wydłużenie okresu przygotowania inwestycji do 3-4 lat. Zgodnie z Dyrektywą RED III państwa członkowskie powinny wprowadzić usprawnienia pozwalające na skrócenie administracyjnych procedur lokalizacyjnych do 12 miesięcy na obszarach przyspieszonego rozwoju OZE oraz do 24 miesięcy na obszarze całych krajów. Inwestycje biogazowe i biometanowe mają stosunkowo niewielką skalę (1-5 MWe), natomiast procedury są tak samo uciążliwe i długotrwałe jak dla inwestycji o większej skali.
Działania:
- Włączenie instalacji biogazowych i biometanowych w proces wyznaczania obszarów przyspieszonego rozwoju.
- Usprawnienie procedur administracyjnych przy wydawaniu decyzji środowiskowej, pozwolenia zintegrowanego oraz pozwoleń sektorowych (w szczególności dotyczących gospodarki odpadowej) poprzez skrócenie lub wprowadzenie terminów wydawania decyzji, wprowadzenie zasady milczącej zgody w przypadku braku odpowiedzi w terminie, ograniczające dowolności organów konsultacyjnych w opiniowaniu wniosków.
- Wprowadzenie uproszczonej ścieżki zmiany pozwoleń, aby nie przechodzić od początku całej procedury np. w związku z koniecznością zmian działek w zezwoleniach na przetwarzanie odpadu metodą odzysku R10.
6.4. Przyłączenia do sieci
Transport biometanu gazociągiem jest najbardziej wydajną, zrównoważoną i opłacalną metodą transportu gazu do odbiorców końcowych i powinien stanowić priorytetowy kierunek działania.
Ze względu na specyfikę gazowej sieci dystrybucyjnej w Polsce, wydawane warunki przyłączenia w większości przypadków wykluczają zatłaczanie biometanu w ciągu miesięcy letnich, kiedy pobór paliwa gazowego jest niewielki. Ponadto informacje dotyczące chłonności sieci nie są powszechnie dostępne, co utrudnia poszukiwanie tych nielicznych, odpowiednich lokalizacji instalacji biometanowych.
Warunki przyłączenia zazwyczaj wymagają bardzo wysokiego ciepła spalania dla wprowadzanego biometanu (średnio 41,5 MJ/m3) niemożliwy do osiągnięcia dla czystego metanu (ciepło spalania 39,7 MJ/m3), a zatem także dla biometanu. Dodatkowo, według zapisów ustawy o odnawialnych źródłach energii nie jest dozwolone dodawanie do biometanu ciężkich węglowodorów zwiększających ciepło spalania pod rygorem nieuwzględnienia takiego biometanu za odnawialne źródło energii.
Wymagania jakościowe w stosunku do biometanu, zawarte w rozporządzeniu systemowym, są jednymi z najsurowszych w UE, co znacząco podwyższa koszty doczyszczania biogazu do biometanu.
Polska jest zobowiązana do wdrożenia pakietu gazowo-wodorowego UE, zawierającego wytyczne oraz regulacje mające na celu jeszcze szersze otwarcie się operatorów gazociągów przesyłowych i dystrybucyjnych na wytwórców biometanu
Działania:
- Wprowadzenie zachęt dla operatorów sieci do przyłączania biometanowni – wprowadzenie mechanizmu umożliwiającego finansowanie rozbudowy sieci gazowej w celu zwiększenia jej chłonności do przyjmowania biometanu;
- Wprowadzenie współfinansowania kosztów przyłączenia biometanowni przez operatora sieci (wzorem Francji gdzie jest możliwość dofinansowania przyłącza przez operatora do wysokości 60% kosztów);
- Wdrożenie obowiązków w zakresie zapewnienia transparentnego procesu kształtowania planów rozwoju sieci gazowych (OSP i OSD) uwzględniającego obowiązki konsultacji ze wszystkimi ważnymi interesariuszami – w praktyce obowiązek będzie dotyczył przede wszystkim wymogów uwzględnienia w planach operatora inwestycji w infrastrukturę biometanu;
- Analiza i weryfikacja wymogów dla biometanu zatłaczanego do sieci, w szczególności w zakresie wysokości ciepła spalania, dopuszczalnego stężenia tlenu oraz wprowadzenie możliwości wzbogacania biometanu propanem;
- Wdrożenie obowiązków zapewnienia stałej zdolności przesyłu instalacji biometanu podłączonych do sieci i zwiększenie możliwości przyłączania nowych biometanowni do sieci (m.in. opracowanie stosownych procedur, analizy potrzeb inwestycyjnych i umieszczenie ich w planie rozwoju sieci: instalacje rewersyjne z sieci dystrybucyjnej do sieci przesyłowej, punkty zbiorcze transportujące biometan do z kilku instalacji do sieci przesyłowej, „spinki” zwiększające chłonność sieci dystrybucyjnej, zapewnienie finansowania inwestycji).
- Utworzenie ram prawnych do wykorzystania tzw. gazociągu bezpośredniego dla biogazu istotnego dla zwiększenia wykorzystania potencjału wytwórczego biogazu i biometanu na obszarach o dużym rozdrobnieniu produkcji rolnej oraz zastąpienia gazociągiem bezpośrednim transportu kołowego biogazu między wytwórcą a odbiorcą, którym może być wytwórca biometanu.
6.5. Wykorzystanie pofermentu
Wraz ze wzrostem liczby biometanowni, powstawać będzie coraz więcej masy pofermentacyjnej, która zawiera dużo związków odżywczych, korzystnych przy rolniczym wykorzystaniu.
Konieczne jest podjęcie działań mających na celu ułatwienie rolniczego stosowania pofermentu, tym bardziej, że nawozy wykorzystywane w Polsce są w ok. 50% importowane, przede wszystkim z Federacji Rosyjskiej. Szersze wykorzystanie pofermentu pozwoliłoby na ograniczenie tego importu.
Działania obejmować będą w szczególności:
- Rozszerzenie listy substratów dopuszczonych do produkcji produktu pofermentacyjnego na wszystkie substraty wykorzystywane do wytwarzania biogazu rolniczego;
- Wprowadzenie uproszczeń proceduralnych dla wykorzystywania masy pofermentacyjnej w rolnictwie;
- Wdrożenie stosowania alternatywnych metod stosowania pofermentu (np. granulat nawozowy, wykorzystanie pofermentu jako składnika produktów nawozowych).
6.6. Działania informacyjne i współpraca z kluczowymi interesariuszami
Skuteczne działania informacyjne o znaczeniu biometanu dla transformacji energetycznej i klimatycznej oraz dalsza współpraca z kluczowymi zainteresowanymi stronami (grupy działające w ramach Porozumienia o współpracy na rzecz rozwoju sektora biogazu i biometanu) mają zasadnicze znaczenie dla powstania i rozwoju sektora biometanu w naszym kraju.
Działania informacyjne powinny uwzględniać m.in.:
- korzyści płynące z biometanowni jako instalacji wykorzystujących odpady organiczne, których unieszkodliwienie w innych procesach jest kosztowne i nie przynosi żadnych korzyści takich jak energia i poferment produkowane w biometanowniach,
- możliwości wykorzystania Instalacji do stabilizowania wytwarzania energii elektrycznej i paliw gazowych,
- wykorzystanie biometanu do magazynowania energii w istniejących sieciach gazowych i magazynach gazu, co jest mniej kosztowne niż inne magazyny energii.
Przy planowaniu programów edukacyjnych należy także pamiętać o konieczności przygotowania materiałów/warsztatów specjalistycznych dla organów administracji odpowiedzialnych za procedury administracyjne i kontrolowanie jakości przygotowania i eksploatacji instalacji biometanowych.
Należy także rozważyć szeroką kampanię informacyjną, w ramach której będą emitowane na platformach informacyjnych rzetelne ogłoszenia społeczne z przykładami dobrych praktyk oraz zrealizowanych z sukcesem projektów.
6.7. Zaangażowanie społeczności i strategia komunikacji
Chociaż fermentacja beztlenowa i produkcja biometanu są dobrze sprawdzoną technologią, są stosunkowo nowymi i nieznanymi technologiami energii odnawialnej dla wielu osób. Sukces branży będzie zależał od zaangażowania lokalnych interesariuszy, a także od szerszego upowszechniania informacji o biometanie i jego znaczeniu dla gospodarki kraju, realizacji naszych celów klimatycznych oraz dostępnej dla rolników opcji dywersyfikacji.
Kluczowe jest włączenie przez deweloperów lokalnej społeczności na wczesnym etapie procesu inwestycyjnego, w celu uzyskania jej wsparcia. Należy pokazać, ze produkcja biometanu ma wartość dodaną dla społeczności lokalnej, wykraczającą poza dostarczanie energii odnawialnej - może przynieść liczne pozytywne środowiskowe, ekonomiczne i społeczne efekty dodatkowe, w tym poprawę stanu gleby, wpływ na emisję gazów cieplarnianych, bezpieczeństwo energetyczne, przetwarzanie odpadów organicznych, tworzenie miejsc pracy i inne.
Opracowanie i wdrożenie internetowego centrum informacyjnego z przykładami dobrych praktyk oraz zrealizowanych z sukcesem projektów może być elementem strategii dobrej komunikacji.
[1] NCBiR raport
[2] KPEiK 2024 r.