Polski biometan na torze przeszkód. Trzeba dodać azotu, żeby gaz był… gorszy

Drogi czytelniku wyobraź sobie, że na działce, którą posiadasz pod miastem przy kopaniu studni natknąłeś się na naprawdę duże źródło wody. Jakość jest bardzo dobra. Chciałbyś ją za stosowną opłatą wprowadzać do miejskiej sieci wodociągowej i sprzedawać.

Jednakże w wodociągach płynie woda delikatnie zbyt żelazista. Jest gorsza od tego co, Ty byś dostarczał. Wodociągi każą Ci zamontować „zażelaziacz” (urządzenie, które do Twojej wody będzie dodawało odpowiednią ilość odpowiednich związków aby Twoja woda była taka sama jak ta z wodociągów), więc musisz ją po prostu popsuć.

Wodociągi tłumaczą swoje stanowisko jakąś starą normą pt. „o zachowaniu czystości wód, źródeł i krynic”, które zabrania mieszaniu wody lepszej z gorszą i odwrotnie.  

Jakie uczucia wypełniają Twój umysł i serce na myśl o takim działaniu wodociągów?

Gazowa alchemia

Takie same gorące i wzniosłe uczucia ogarniają inwestorów w biometanownie jakie mają przyłączyć się do sieci gazu zaazotowanego i popsuć niemalże czysty metan za pomocą dodania doń azotu.      

W artykule Polski biometan ma kolejny problem – bezsensowną propanizację – WysokieNapiecie.pl została omówiona kwestia mało przemyślanego zwiększania ciepła spalania biometanu za pomocą propanu. Jednakże ów medal ma też swój rewers czyli przypadki kiedy trzeba popsuć biometan aby go odebrała sieć. Sieć gazu zaazotowanego czyli takiego o niższym cieple spalania. Należąca do Gaz System sieć gazu zaazotowanego (gaz Lw) została przedstawiona na mapie 1,

Mapa 1, Źródło: Gaz System KDPR 2026-2035 

To co zostało zilustrowane na mapie 1 jest to tylko fragment sieci gazociągów obsługujących wydobywany na Niżu Polskim gaz zaazotowany. Dodatkowo sieć gazu zaazotowanego występuje w okolicach Gorzowa Wlk. i Koszalina.

Mapa 2, Źródło: Historia gazownictwa, System gazociągów wysokich ciśnień w 1990 r.

Kolor czerwony – gazociągi gazu wysokometanowego

Kolor zielony – gazociągi gazu zaazotowanego

Kolor niebieski – gazociągi gazu koksowniczego

Jak widać na mapie 2 sieć gazociągów gazu zaazotowanego obejmowała kiedyś niemałą część kraju. Spadek wydobycia powodował w kolejnych latach konwersję gazociągów gazu zaazotowanego na gaz wysokometanowy. Największa taka operacja miała miejsce 18 lat temu kiedy przestawiano Poznań i zasilające go gazociągi.

Trzej królowie sieci gazu z azotem

Obecnie sieć gazu zaazotowanego należy do Gaz Systemu, Polskiej Spółki Gazownictwa i Upstream (spółka z grupy Orlen). W skrócie GPU.

Przykładowy model działania GPU jest trywialnie prosty. Gaz jest wydobywany w kopalni należącej do Orlen Upstream (U) następnie jej gazociągiem płynie do mieszalni w Grodzisku Wlk.Tam dodawany jest do niego gaz wysokometanowy odbierany z Gaz Systemu (G).

Dzięki temu powstaje najwyżej kaloryczny gaz zaazotowany czyli Lw, który to gaz Lw transportowany jest siecią należącą do PSG (P) i zasila sieć należącą do Gaz System (G). Gaz System ten odbierany z PSG gaz transportuje dalej i zasila, oprócz trzech odbiorców końcowych, sieć należącą do PSG. Następnie PSG (P) transportuje ów gaz do odbiorców końcowych, których są tysiące.

Jeżeli czegoś nie zrozumiałeś Czytelniku, przeczytaj raz jeszcze. Podpowiem, że jest to jedno z kilku funkcjonujących na tejże sieci rozwiązań logistycznych.

Należałoby napisać jeszcze co najmniej o odazotowniach w Grodzisku Wlk. i Odolanowie czy podziemnym magazynie gazu zaazotowanego w Bonikowie, ale nie komplikujmy zanadto tego intuicyjnie zrozumiałego póki co przekazu.   

Tak czy owak mamy 3 właścicieli sieci z tymże część gazociągów to gazociągi przesyłowe (G), część dystrybucyjne (P) a część kopalniane (U) w zależności od tego kto posiada daną sieć. Biometanownia mająca działać na tym terenie występowania gazu zaazotowanego będzie miała do czynienia w pobliżu z jakąś infrastrukturą tej trójcy.

Czwarty wchodzi do gry

Musimy wziąć też pod uwagę, że na terenie występowania gazu zaazotowanego jest także sieć gazu wysokometanowego (gaz E) należąca obecnie do estońskiego inwestora czyli Elenger. Zasilany z  RFN gazociąg był budowany od końca lat 90-tych przez niemieckie EWE, które na początku 2025 r sprzedało go Estończykom.

Gazociąg średnicy 400 mm wybudowany jest z RFN pod Odrą w okolicy Słubic a następnie biegnie na omijając Zieloną Górę od zachodu i kończy się w okolicach Żar. Przyłączenie do tej infrastruktury nie wymaga psucia biometanu azotem.

Dodatkowo Elenger jako pierwszy operator w kraju wystarał się o dofinansowanie do dwóch punktów zbiorczych odbioru biometanu w postaci sprężonej, jak napisano w komunikacie Spółki „celem inwestycji jest przygotowanie kompletnych instalacji umożliwiających odbiór bioCNG dostarczanego transportem samochodowym z biometanowni oraz zatłaczanie biometanu do sieci gazowej wysokiego ciśnienia. Stacje firmy Elenger, zlokalizowane w gminach Gorzów Śląski i Rzepin”. Na podstawie komunikatów medialnych można wywnioskować, że instalacja będzie miała możliwość przyjęcia 1500 m³/h.

Dodaj azotu lub dowoź na kołach

Inwestor z biometanownią z omawianego obszaru może albo wybudować azotownię albo sprężyć gaz i zapakować do butlowozu, następnie przewieźć do punktu zbiorczego zatłaczania biometanu do sieci (graf 1) gdzie zostanie wprowadzony on do sieci czy to Elenger czy Gaz System.

Gaz-System zaproponował w trakcie zeszłorocznego badania rynku pięć lokalizacji. (Mapa 3).  Wg informacji przekazanych w podsumowaniu badania rynkowego, największym zainteresowaniem cieszył się punkt Krobia, gdyż jest to punkt na sieci gazu wysokometanowego, a dookoła jest sieć gazu zaazotowanego.

Trudno się temu dziwić skoro inwestorzy na innych punktach otrzymali warunki przyłączenia z koniecznością wybudowania i codziennego utrzymywania azotowni psującej biometan do standardu gazu Lw a jeszcze czasami wiąże się to z ograniczeniem chłonności lokalnej sieci więc transport kołowy wydaje się jednym z poważnych rozwiązań alternatywnych.

Dlaczego psujemy dobry gaz

Na wykresie 1 zaprezentowano różne grupy gazu ziemnego i widełki ich ciepła spalania. Rozporządzenie systemowe gazowe uniemożliwia mieszanie gazów z różnych podgrup ciepła spalania np. E z Ls dlatego dobry gaz (biometan) należy popsuć a zły ulepszyć pomimo faktu, że klient końcowy nie odczułby żadnej zmiany. Ten przepis ma kilkadziesiąt lat.

Przepisy powinny być tak zmienione aby z zachowaniem prawidłowości rozliczeń z klientami oraz względów bezpieczeństwa operator danego systemu po spełnieniu tychże wymogów mógł wydawać warunki przyłączenia źródła z gazem o wyższej kaloryczności do sieci z gazem o niższej kaloryczności oraz odwrotnie.

W tym celu należy zmienić przepisy rozporządzenia systemowego gazowego. Nie ma żadnego argumentu po stronie bezpieczeństwa (jakieś wyimaginowane zagrożenie) czy prawidłowości rozliczenia klienta (zawyżona faktura) aby do gazociągu jakim płynie kilkanaście, kilkadziesiąt czy nawet kilkaset tysięcy m³ na godzinę nie przyłączyć źródła z trochę innym gazem dającego 1, 2 czy nawet 5 tys m³/h.

Przeciwko temu podnoszone są, mniej czy bardziej oficjalnie, dwa  argumenty.

 Pierwszy – istnieją odbiorcy wrażliwi na skład gazu – tutaj występuje argument podnoszony od co najmniej 25 lat czyli huty szkła. Szkło nie będzie przezroczyste tylko białe, chociaż rozpoznanie jak to dokładnie wygląda, jaki czynnik na to wpływa, jak poważnie musiałby wystąpić i ilu klientów jest wrażliwych na jaki czynnik….. nie istnieje.

Drugi – częściej należałoby oznaczać ciepło spalania – tutaj jest to samo co przy propanowaniu, częstotliwość pomiarów i dokładność rozliczeń odbiorców, która powinna być podstawową działalnością operatora.

Kto nie ryzykuje, ten… jest bezpieczny  

Na sam koniec dnia, jak to w życiu, tak naprawdę chodzi o bezpieczeństwo i skłonność do podejmowania ryzyka osób na średnim szczeblu decyzyjnym podejmujących decyzje.

Jeżeli prawo czegoś nie zabrania (albo daje możliwość nie obowiązek realizacji), ale z wiąże się z tym określona wiązka nawet najbardziej potencjalnych ryzyk, to znaczy że od strony praktycznego codziennego działania bezpieczniej jest tego nie robić.    

Złożowi prestidigitatorzy

Łącznie na Niżu Polskim w 2024 r. wydobyto 3,3 mld m³ gazu ziemnego zaazotowanego z 83 eksploatowanych złóż. Gdyby pochylimy się nad bilansem złóż gazu ziemnego w Polsce dostrzeżemy w jaki innowacyjny sposób kilka lat temu zwiększyły się nam zasoby wydobywalne i przemysłowe gazu ziemnego.

Ponad 15 mld m³ – otóż złoże Krobielewko 15,7 mld m³ w którym jest średnio 77% azotu i tylko 11% metanu zostało wciągnięte zgodnie z prawem do statystyki. Przyrost imponujący ale tylko na papierze, wykres 2 ilustruje rzeczywistą wartość tego złoża.

Nie można mieć szczególnych pretensji do gazowo-górniczej braci. Jeżeli prawo daje im taką możliwość a organ geologiczny akceptuje, to robią to co  mogą i umieją. Tak jak zmiana kalendarza nie skróci okresu ciąży tak nawet najlepsza biała taktyka złożowa (papierowe przekładanie złóż pomiędzy kategoriami czy dyskretne przemilczanie ich składu oraz kaloryczności) nie zwiększą ilości metanu w złożu.

Zastanawiając się nad prognozami wydobycia gazu w RP nie dajmy się oślepić światłom sztucznych fasad.

 Wysychające krajowe wydobycie

Należy zwrócić uwagę, że wszystkie zilustrowane na wykresie 3 złoża gazu zaazotowanego swój szczyt wydobycia mają dawno za sobą (przy złożu jest data rozpoczęcia jego eksploatacji).

Zresztą 97% polskich złóż gazu ziemnego ma szczyt wydobycia za sobą, a teraz z roku na rok pozostaje im spadek produkcji, spowalniany inwestycjami w intensyfikację wydobycia.

Ale i te inwestycje przestają już przynosić efekty. Z kolej niezagospodarowane złoża na Niżu Polskim ilustruje wykres 4.

Łącznie w większych, jak na polskie warunki, niezagospodarowanych złożach znajduje się około 10 mld m³ gazu ziemnego. W większości nie jest to gaz jakościowo najwyższej próby.

Dodatkowo nie rozpoczęto prac i nie podjęto decyzji inwestycyjnych związanych z rozpoczęciem wydobycia na tychże złożach a co roku na Niżu Polskim wydobywamy ponad 3 mld m³.

Zagospodarowanie złoża to w zależności od lokalizacji, stopnia jego rozpoznania i udokumentowania oraz zaawansowania administracyjnego (posiadanie lub nie decyzji środowiskowej, decyzji pozwolenie na budowę itd.) to 4-6 lat.

Dodatkowo eksploatacja złoża to średnio 25 do 40 lat i na taki czas musimy rozłożyć wydobycie tych 10 mld m³ gazu kiedy ewentualnie zacznie być wydobywany.

Więcej gazu się nie wyciśnie

Jakie są zatem problemy polskiego wydobycia?

1. Mamy względnie mało własnego gazu ogółem,
2. Nasze złoża są dość małe,
3. Od lat nie odkrywamy średniej i dużej (jak na Polskę) wielkości złóż
4. Nie rozpoczynamy eksploatacji nowych złóż – ostatnie względnie większe udostępnione złoże ropno-gazowe to było LMG (Lubiatów Międzychód Grotów) w 2013 r.
5. Mamy wiele gazu zaazotowanego w tym część złóż jest gazem poniżej Lw (słabej jakości – niskie ciepło spalania)

Celem powyższego fragmentu nie jest wiwisekcja krajowych zasobów gazu ziemnego, tylko zilustrowanie kilkoma przykładami, że lepiej to już było.

Przyłączanie biometanowni do sieci gazu Lw jest jednym z (czasowych) rozwiązań tego problemu przynoszącym wszystkim stronom korzyści, przewyższające znacząco potencjalnie poniesione minimalne koszty w średnim i długim horyzoncie.

Potencjał biometanu na obszarze wydobycia gazu zaazotowanego

Jeżeli całkowity potencjał naszego kraju w produkcji biometanu możemy ocenić na 3,3 mld m³ (KPEiK) wersja z 12.2025) w roku 2040 i skorygujemy o:

1. Powierzchnię obszaru 1/10 powierzchni kraju
2. Stopień zalesienia
3. Występowanie substratów  i stopień zurbanizowania terenu
4. Występowanie sieci dystrybucyjnej Elenger (część biometanowni tam się przyłączy) oraz sieci gazu wysokometanowego

To można oszacować, że 200 – 250 mln m³ biometanu rocznie mogłoby być wprowadzone do sieci gazu zaazotowanego.

Zmieszane, nie azotowane

Spadające wydobycie gazu zaazotowanego może być kompensowane przez wzrost produkcji gazu w biometanowniach jakie będą przyłączane do sieci. Biometanu nie należy chrzcić azotem tylko dodawać do gazu zaazotowanego, uproszczoną prognozę produkcji biometanu oraz produkcji tylko ze złóż Kościan i Brońsko ilustruje wykres 5.

Wykres 5, Dane: obliczenia własne na podstawie danych PIG, mapy substratów, danych Gaz System i PSG

Przy minimalnych (letnich) przepływach gazu zaazotowanego ciepło spalania spowodowane dodawaniem biometanu będzie rosło najbardziej, na wykresie 6 zilustrowano w którym szacunkowo roku ciepło spalania mieszaniny gazów przekroczyłoby w lato ciepło spalania dla gazu wysokometanowego [34 MJ/m3]. Zaznaczyć należy, że wzięto pod uwagę tylko wydobycie ze złóż Kościan i Brońsko gdyby dodać do tego wydobycie z innych złóż oraz terytorialne rozłożenie lokalizacji biometanowni rok osiągnięcia ciepła spalania powyżej 34 MJ były dodatkowo przesunięty w czasie.      

Wykres 6, Dane: obliczenia własne

Niestety lato ma inny gaz niż zima

Dopuszczając zbyt dużo biometanu do gazociągów, którymi płynie gaz zaazotowany będziemy mieli w lecie gaz o standardzie gazu wysokometanowego (ciepło spalania powyżej 34 MJ/m3) a w sezonie grzewczym gaz o cieple spalania gazu zaazotowanego.

Jest to sytuacja od strony praktycznej niedopuszczalna, gdyż trzeba by u klientów na lato zmieniać palniki i ustawienia sterowania instalacjami na jeden gaz a na zimę na inny. W stosunku do tysięcy odbiorców jest to straszliwie drogie i w praktyce prawie niewykonalne.

Zbuduj i zburz azotownię

Obecnie wydawane warunki zarówno przez Gaz System jak i PSG wymagają zgodnie z prawem dostosowania ciepła spalania do ciepła spalania gazu występującego w sieci.

Warunki przyłączenia jakie są wydawane inwestorom chcącym na terenie działania sieci gazu zaazotowanego posiadać biometanownie i wprowadzać biometan do sieci mówią, że muszą go popsuć dodając do niego azotu.

Ale sieć dla gazu zaazotowanego przynajmniej ta należąca do Gaz Systemu zostanie w kilku etapach w ciągu najbliższych 10 lat w ogromnej większości przestawiona na gaz wysokometanowy. Ponieważ – jak wspomniano wyżej – krajowe złoża się wyczerpują.

Tym samym inwestor najpierw wybuduje azotownię, a następnie po roku, dwóch albo trzech ją zdemontuje gdyż gazociąg do jakiego będzie przyłączony zostanie przekonwertowany na gaz wysokometanowy. Azotownia przy biometanowni, jej capex i opex,  zostanie oczywiście doliczona w biznesplanie i inwestor startując w aukcji na biometan doliczy ją do ceny na pełne 20 lat kontraktu na biometan.  

W artykule Polski biometan ma kolejny problem – bezsensowną propanizację – WysokieNapiecie.pl opisano jak 15 lat temu byliśmy niedaleko aby wybudować azotownię na terminalu LNG w Świnoujściu gdyż rozporządzenie z PRL tak ustawiało tzw. liczbę Wobbego.  Nie zrobiliśmy tego na całe szczęście. Nie róbmy zatem podobnych wygłupów z psuciem dobrego gazu obecnie, gdyż tak akurat stanowi rozporządzenie. 

Operator decyduje a URE kontroluje

To operator systemu czy to przesyłowego czy dystrybucyjnego czy nawet gazociągu kopalnianego (no i tu dochodzimy do problemu niedostosowania prawa RP do prawa UE jeżeli chodzi o gazociągi kopalniane) powinien mieć z mocy prawa obowiązek wydania warunków przyłączenia.

Mógłby ich nie wydać jednakże musiałby się wytłumaczyć przez Prezesem URE i klientem dlaczego tego nie uczynił czyli jakie względy ekonomiczne lub bezpieczeństwa wpłynęły, że wydano odmowę. W takim rozwiązaniu średni szczebel decyzyjny zachowywałby się zupełnie inaczej, zdecydowanie bardziej prokliencko.  

W kilkunastu czy dwudziestu kilku przypadkach biometanowni operatorzy nie powinni mieć problemów z wydaniem warunków i podpisaniem umów przyłączeniowych – gdyby dano im taką możliwość prawną – przyłączenia biometanowni do sieci gazu Lw.

Jednakże należy także jednoznacznie stwierdzić, że będą przypadki w których operator odmówi przyłączenia biometanowni gdyż gazociąg do jakiego byłby przyłączona posiada zbyt małe przepływy i wtedy operator na własny koszt musiałby przestawiać klientów na danym obszarze na zasilanie innym gazem.

Oznaczałoby wkroczenie w krainę księżycowej ekonomii dlatego odmowa wydania warunków byłaby tutaj rozwiązaniem. 

Przyłączanie biometanowni do sieci gazu zaazotowanego wymaga minimum koordynacji wydawania warunków pomiędzy i wzajemnym informowaniu się o podpisywanych umowach przez Gaz System i PSG.

Druga możliwością – bardziej teoretyczną – jest uporządkowanie stosunków własnościowych w infrastrukturze gazu zaazotowanego pomiędzy GK Orlen a Gaz System, wtedy wszystko byłoby w jednych rękach i pod jedną batutą.

Jak to wszystko policzyć

Problemem po stronie Gaz System czy PSG może być bilans danego systemu, gdyż biometan wprowadzany jest do sieci gazu zaazotowanego, biometanownia otrzymuje dokument że wprowadziła X MWh biometanu do sieci.

Sprzedaje to klientowi np. PGNiG Termika który ów gaz pobierze na Śląsku z sieci gazu wysokometanowego. Powstaje nadwyżka w jednym i deficyt w drugim systemie, można rozwiązać to na kilka sposobów:

1. Operator wykona to w ramach swoich działań bilansujących – tutaj potrzebna drobna korekta obowiązującego prawa
2. Biometanownia nie będzie miała możliwości sprzedaży swojej gwarancji pochodzenia klientom innym niż przyłączonym do sieci gazu zaazotowanego – tutaj znowu potrzebna drobna korekta obowiązującego prawa
3. Zostanie wybudowane połączenie pomiędzy siecią gazu Lw a E które będzie służyło do fizycznego bilansowania w takich przypadkach – służyłoby także na przyszłość kiedy kolejne gazociągi i obszary gazu Lw byłyby przestawiane na E

Renta monopolisty

Opisywane powyżej sytuacja będzie korzystna dla monopolisty, ale do pewnego momentu, który i tak kiedyś nieuchronnie nastanie. Momentu,  w którym będzie musiał przestawić dany odcinek lub cały obszar zasilany gazem zaazotowanym na gaz wysokometanowy. W takim przypadku zaczyna wystawiać się na ryzyko mniejszej lub większej konkurencji.

Można oczywiście tym ryzykiem zarządzić w taki sposób aby ono przestało istnieć lub zostało zminimalizowane do homeopatycznej dawki, wykorzystując w trochę inny niż dotychczas posiadane aktywa w tym m.in. magazyn gazu zaazotowanego w Bonikowie.

Niemniej monopolista a na pewno pewna część jego struktury organizacyjnej w takich właśnie sposób (ryzyko utraty części marży i pozycji monopolistycznej) będzie oponował przeciwko stosownej zmianie rozporządzenia systemowego. Chociaż to właśnie biometan dodawany do Lw może te kaloryczne marże trochę dłużej ratować.

Jak naprawdę dodać gazu

Aby gazowa moc była w rurach potrzebna jest wola kilku stron. W ramach przestawiania sieci gazu Lw na gaz E zostało popisane kilka lat temu wielostronne porozumienie w tym między innymi przez PSG, Gaz System, Orlen Oddział Geologii i Eksploatacji, PGNiG OD, KGHM.

O działaniach był zawiadamiany Prezes URE i stosowne ministerstwa. Jest to niezła platforma aby spełnić kilka dobrych uczynków dla krajowego wydobycia i biometanowni. Potrzebna jest tylko wola. Chodzi o setki milionów oszczędności dokonane w nakładach inwestycyjnych i kosztach operacyjnych:

1. na niepowstających instalacjach produkcji azotu w biometanowniach
2. na przesuniętych w czasie o kilka lat inwestycjach w konwersję sieci gazu zaazotowanego na wysokometanowy
3. na ograniczeniu inwestycji w nowe i odtwarzane gazociągi
4. efektywniejsze wykorzystanie mieszalni gazu w Grodzisku Wlk., odazotowni w Odolanowie i odazotowni w Grodzisku Wlk.
5. efektywniejszego wykorzystania magazynu w Bonikowie

I dziesiątki milionów niewydawanych co roku na:

1. produkcję i dodawanie azotu do biometanu
2. wożenie biometanu ciężarówkami do punktów odbioru biometanu.
3. Do tego potrzebne jeszcze będzie:
4. Zmiana rozporządzenia systemowego gazowego – rozszerzająca możliwości przyłączania różnych źródeł i uelastyczniająca procedury z tym związane
5. Pełne wdrożenie dyrektywy gazowej z 2009 r. – właściciel gazociągu kopalnianego powinien mieć możliwość przyłączenia innego źródła w postaci biometanowni o innym cieple spalania a jeżeli on przyłączy to on podobnie jak OSDg i OSPg powinien mieć prawo do wystawiania dla Prezesa URE poświadczeń ile biometanu przyjął do gazociągu kopalnianego
6. Doprecyzowanie zasad i kosztów bilansowania biometanu między systemem gazu L a systemem gazu E.