Spis treści
Ta kwestia nabiera szczególnego znaczenia w ostatnich tygodniach, gdy odcięcie się do rosyjskich węglowodorów stało się jednym z kluczowych tematów w państwach Unii Europejskiej.
Po agresji Rosji na Ukrainę kupowanie ropy i gazu od reżimu Władimira Putina stało społecznie i politycznie trudne do zaakceptowania. Jednak skala uzależnienia UE od tych dostaw nie pozwala unijnym przywódcom na podjęcie decyzji o objęciu ich w miarę szybkim embargiem – podobnie jak w przypadku wprowadzonego zakazu dla węgla, który na tle ropy i gazu ma niewielki udział w imporcie rosyjskich surowców energetycznych do Unii.
Zobacz więcej: UE wprowadziła embargo na rosyjski węgiel. Wyścig po „czarne złoto” już trwa
Komisja wytycza plan
Na początku marca Komisja Europejska zaprezentowała plan REPowerEU. Jego celem jest zwiększenie odporności systemu energetycznego oraz dywersyfikacja źródeł dostaw gazu przez zwiększenie przywozu LNG i importu rurociągami od dostawców spoza Rosji, a także rozwój wykorzystania biometanu i wodoru odnawialnego.
– Już przed końcem roku plan REPowerEU może doprowadzić do zmniejszenia zapotrzebowania na gaz w UE w ilości odpowiadającej dwóm trzecim importu rosyjskiego gazu z ubiegłego roku – podała KE.
– Aby zwiększyć produkcję biometanu w UE, plan przewiduje wykorzystanie zrównoważonych źródeł biomasy, takich jak rolnicze odpady i pozostałości, dążąc do osiągnięcia do 2030 r. 35 mld m sześc. – wyjaśniła dodając, że podwoiłoby to dotychczasowe ambicje wyartykułowane w projekcie pakietu Fit for 55 (Gotowi na 55).
Biometan jest uszlachetnioną formą biogazu. Podczas gdy biogaz zawiera ok. 55 proc. metanu (reszta to głównie CO2), to biometan zawiera go aż 97 proc., dzięki czemu jego skład chemiczny jest prawie taki sam jak gazu ziemnego.
Obecne zapotrzebowanie na gaz w Polsce wynosi ok. 21 mld m sześc. rocznie, z czego własne wydobycie to 4-5 mld m sześc. Reszta pochodzi z importu, czyli m.in. z dostaw do terminalu LNG w Świnoujściu i przede wszystkim z Rosji – ok. 10 mld m sześc.
Jak informował na początku 2022 r. Gas Infrastructure Europe – stowarzyszenie operatorów infrastruktury gazowej – w Europie w użytkowaniu jest w sumie ok. 20 tys. biogazowni i biometanowni, a liczba tych drugich w minionym roku przebiła pułap 1 tys. Natomiast ich łączny potencjał produkcyjny mógłby zaspokoić zapotrzebowanie na gaz takiego kraju jak Belgia.
Wśród biometanowni 87 proc. obiektów było podłączonych do sieci gazowej. W opinii stowarzyszenia, pozyskiwany w zrównoważony biometan mógłby w perspektywie 2050 r., czyli unijnego celu neutralności klimatycznej, zapewnić 30-40 proc. zapotrzebowania UE na gaz.
Gazem do biometanu
Po biometanowym wzmożeniu w Brukseli nadszedł ruch ze strony Warszawy. Pod koniec marca w Ministerstwie Klimatu i Środowiska odbyło się pierwsze posiedzenie Rady Koordynacyjnej do spraw Rozwoju Sektora Biogazu i Biometanu. Rada ma zająć się realizacją postanowień porozumienia sektorowego, podpisanego przez resort klimatu z branżą w listopadzie 2021 r.
– Chcemy zwiększyć wykorzystanie biometanu, który dotychczas był niedocenianym źródłem pozyskiwania energii. Opracowania branżowe oraz doświadczenie innych państw wskazują, że rozwój tego sektora przynosi szereg korzyści w wielu obszarach gospodarki. Przede wszystkim biometan efektywnie zmniejsza emisję CO2 – podkreślił Ireneusz Zyska, wiceminister klimatu.
Zaznaczył również, że planowana nowelizacja ustawy o OZE, której projekt opublikowano pod koniec lutego, ma m.in. wzmocnić bezpieczeństwo energetyczne poprzez upowszechnienie wykorzystania biometanu/biogazu.
– Dlatego w projekcie ustawy proponujemy ramy prawne dla funkcjonowania tego sektora oraz wprowadzamy definicję biometanu i zmianę definicji paliw gazowych w ustawie Prawo energetyczne – skomentował Zyska i wyraził przy tym przekonanie, że biometan to szansa dla polskiego rolnictwa oraz narzędzie do dywersyfikacji dostaw gazu. W Polsce użytecznych biogazowo odpadów powstaje ok. 120-150 mln ton.
– Potencjał produkcji biogazu z odpadów wynosi niemal 13-15 mld m sześc. biogazu rocznie, co odpowiada ok. 8 mld m sześc. biometanu rocznie. W najbliższych latach można oczekiwać wzrostu ilości biodegradowalnej frakcji odpadów komunalnych zbieranych selektywnie, które również będą wymagały zagospodarowania, np. w biogazowniach przemysłowych – stwierdził Zyska.
W ramach nowelizacji zakładane są też ułatwienia dla instalacji biogazowych w zakresie aukcji OZE. Rozszerzony został katalog obiektywnych przesłanek, których wystąpienie zwalniałoby z obowiązku nałożenia na inwestora kary za niedostarczenie 85 proc. wolumenu energii, wykazanego w zwycięskiej ofercie aukcyjnej. Ma to przełożyć się na bardziej atrakcyjne warunku dla nowych projektów. Celem tej zmiany jest zapewnienie atrakcyjnych warunków udziału w aukcjach dla nowych projektów biogazowych.
Swoje, poza resortem klimatu, dołożył też cały rząd, który pod koniec marca przyjął założenia do aktualizacji Polityki Energetycznej Polski do 2040 r. Zakłada ona m.in., że w tym terminie około połowa produkcji energii elektrycznej pochodziła z OZE. Obok dalszego rozwoju mocy wiatrowych i słonecznych zintensyfikowane ma zostać wykorzystanie wody, biomasy, biogazu i geotermii.
Innowacyjna biogazownia
W Polsce działa ok. 350 biogazowni, w tym ok. 130 rolniczych. Pozostałe działają przy oczyszczalniach ścieków czy składowiskach odpadów.
Wesprzeć rozwój instalacji rolniczych postanowiło Narodowe Centrum Badań i Rozwoju, które od ubiegłego roku realizuje program „Innowacyjna biogazownia”. Już w jego założeniach podkreślono, że żadna z istniejących biogazowni nie produkuje biometanu.
– Zostały one zaprojektowane i wykonane w różnych technologiach, przez kilkadziesiąt firm z całego świata, ale wszystkie realizują ten sam proces – fermentację metanową, zaś wytworzony w jej efekcie biogaz przetwarzają na energię elektryczną i ciepło. Proces fermentacji metanowej w dużej części instalacji nie jest jednak prowadzony optymalnie, czego skutkiem jest obniżona efektywność instalacji – podkreślał NCBR.
Program „Innowacyjna biogazownia” ma doprowadzić do opracowania technologii uniwersalnej instalacji, charakteryzującej się efektywnym przetwarzaniem zróżnicowanego strumienia substratów organicznych na biogaz, a następnie uszlachetnianiem go do biometanu.
Od gnojowicy do wywaru
Do pierwszego etapu programu zakwalifikowano trzy konsorcja: firmy Fidelio Biogas i Ośrodka Badawczo Rozwojowego NEMO; Instytutu Energii i Warmińskiego Instytutu Automatyki Przemysłowej oraz spółki Uniserv wraz z Inven Tech. Dysponują one budżetami w wysokości ok. 2 mln zł brutto, a po dostaniu się do etapu drugiego mogą liczyć na kolejne ok. 19 mln zł brutto.
– W pierwszym trzy konsorcja prowadzą równolegle prace badawczo-rozwojowe polegające na zaprojektowaniu, wykonaniu i przebadaniu instalacji doświadczalnych o mocy do 15 kW. W drugim etapie najlepszy spośród trzech wykonawców będzie miał za zadanie zrealizowanie pełnowymiarowej instalacji demonstracyjnej o mocy prawie 0,5 MW – wyjaśnił Aleksander Balcer, prezes spółki Uniserv, w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl.
Dodał, że jednym z kluczowych wyzwań jest tzw. uniwersalność substratowa, czyli w praktyce wykorzystywanego paliwa. Dotychczas biogazownie były projektowane pod jeden substrat lub miks kilku rodzajów. Celem programu jest stworzenie takiej instalacji, która pozwoli na stabilną produkcję biogazu przy różnych mieszankach.
Instalacje doświadczalne zostaną wybudowane przez każdego z trzech uczestników pierwszego etapu projektu na terenie Rolniczego Gospodarstwa Doświadczalnego Brody Uniwersytetu Przyrodniczego w Poznaniu, który jest partnerem strategicznym przedsięwzięcia.
– „Innowacyjna biogazownia” ma zapewnić możliwość przetwarzania mieszanek komponowanych z ośmiu rodzajów substratów: gnojowicy oraz obornika bydlęcego z hodowli krów mlecznych, obornika kurzego, kiszonki z trawy, wytłoków owocowo-warzywnych, odpadów z ubojni bydła, wywaru gorzelnianego zbożowego lub ziemniaczanego oraz przeterminowanych produktów spożywczych – wskazał Balcer.
Dodał, że wymagane jest także osiągnięcie jakości biometanu, która pozwoli na wtłaczanie go do sieci gazowej. Ponadto technologia ma być bezodorowa w granicy działki, na której zlokalizowany będzie demonstrator, a poza etapem rozruchu instalacja ma być samowystarczalna energetycznie.
Uniserv dotychczas był kojarzony przede wszystkim z budownictwem przemysłowym i energetyką węglową – w ostatnich latach był m.in. wykonawcą chłodni kominowej nowego bloku 910 MW w Elektrowni Jaworzno III. Niemniej spółka dywersyfikuje się też w innych segmentach rynku – w tym OZE.
– Widzimy potencjał w segmencie biogazowni. Wiąże się to z dużą ilością niewykorzystanych substratów – głównie odpadów z produkcji rolno-spożywczej. Ich wolumen jest porównywalny z rynkiem niemieckim, gdzie działa ok. 10 tys. biogazowni rolniczych. W przeliczeniu na 1 mln mieszkańców w sąsiednich Czechach jest siedem razy więcej takich instalacji niż naszym kraju – zaznaczył prezes Balcer.
Impuls dla rynku
Z obserwacji Przemysława Krawczyka, wiceprezesa spółki agriKomp Polska, która specjalizuje się w budowie biogazowni rolniczych, duży wzrost zainteresowania budową takich instalacji nastąpił od 2018 r. Pozwoliła na to nowelizacja ustawy o OZE, która dzięki zmianie kilku przepisów dała impuls inwestycyjny. Pierwsza kwestia dotyczyła taryf FIT/FIP. O tym, jak działa ten system, pisaliśmy niedawno przy okazji artykułu pt. Małe elektrownie liczą na większy rozwój.
– Choć zapewniały one ceny gwarantowane, to brakowało doprecyzowania w temacie wysoko sprawnej kogeneracji. Dopuszczano bowiem uzyskiwanie żółtych certyfikatów, ale w 2018 r. ich przyznawanie miało zostać zakończone. Dzięki nowelizacji ustawy o OZE wprowadzono w taryfach gwarantowanych wyższą stawkę dla biogazowni wykorzystujących ciepło. To zwiększyło rentowność projektów, a przez to umożliwiło łatwiejszy dostęp do finansowania – wskazał Krawczyk w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl.
– Celem biogazowni nie jest tylko produkcja energii elektrycznej i cieplnej, ale przede wszystkim utylizacja odpadów. Idąc po finansowane do banku nie możemy bazować na tym, że będziemy sprzedawać energię elektryczną na TGE, bo to nie daje gwarancji zwrotu z inwestycji w określonym terminie. To mogą natomiast zagwarantować taryfy FIT/FIP – dodał
Małe projekty – o mocy poniżej 500 kW – dostają za wyprodukowaną energię w systemie FIT/FIP 95 proc. ceny referencyjnej (617,50 zł/MWh), dzięki czemu nie muszą startować w aukcjach OZE. Jest o tyle istotne, że coraz więcej gospodarstw rolnych ma problem z zagospodarowaniem gnojowicy.
Jak wyjaśnił wiceprezes Krawczyk, dobiega końca vacatio legis dotyczące przepisów w zakresie azotanów, co ogranicza możliwości wykorzystania gnojowicy w dotychczas najczęściej spotykany sposób, czyli wylewania na pola uprawne.
Dlatego rolnicy mają dwa wyjścia. Pierwszym jest zakup dodatkowych gruntów, na które mogłaby zostać wylana gnojowica, a drugi to budowa biogazowni. Jednak w ostatnim czasie dostępność gruntów mocno spadła, a ich ceny poszły w górę. W tej sytuacji rolnicy, aby kontynuować produkcję, decydują się na budowę biogazowni, najczęściej małej, czyli do 500 kW.
– Ponadto dzięki biogazowni rolnik może uzyskać dostęp do przewidywalnego cenowo źródła energii elektrycznej i ciepła, co ma niebagatelne znaczenie przy planowaniu produkcji roślinnej czy zwierzęcej – zaznaczył Krawczyk.
Mówiąc o możliwościach wsparcia warto też wspomnieć, że do 30 września 2022 r. (lub wyczerpania środków) Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej przyjmuje wnioski w programie „Agroenergia”, w którym przedsiębiorcy z sektora rolnego mogą pozyskać środki na budowę biogazowni lub elektrowni wodnej mocy nie większej niż 500 kW. Łączna kwota alokacji wynosi 74,5 mln zł, z czego 48,4 mln zł dla bezzwrotnych form dofinansowania, pozostałe 26,1 mln zł dla zwrotnych.
Potencjał wykonawczy
W 2021 r. agriKomp Polska podpisał umowy na przygotowanie 67 projektów biogazowni, głównie w przedziałach mocy od 75 do 499 kW. W 2022 r., w samym styczniu, było ich już ponad 12. Jednocześnie spółka jest w stanie budować 15-20 obiektów, a aktualnie realizuje 11 biogazowni.
Zdaniem wiceprezesa spółki, pod kątem prac budowlanych nie są to skomplikowane zadania, dzięki czemu przy ich budowie można wykorzystać potencjał lokalnych firm.
– agriKomp ma plany przeniesienia do Polski produkcji części komponentów do biogazowni z Niemiec, Francji i Czech. Tak, aby móc lepiej wykorzystać potencjał rynków Europy Środkowej i Wschodniej. Dotyczy to nie tylko Polski, ale też chociażby Ukrainy, która ma ogromny potencjał rolniczy, gdzie nasza firma przygotowała i zrealizowała już pierwsze inwestycje – poinformował Krawczyk.
Aleksander Balcer przyznał, że na razie wśród dostawców specjalistycznych urządzeń i instalacji dla biogazowni dominują firmy zagraniczne
– Cieszy jednak fakt powstawania czysto polskich technologii produkcji biogazu. Przewidujemy, że wraz z rozwojem sektora i wzrostem liczby budowanych instalacji krajowi producenci w coraz większym stopniu będą zapewniać też dostawy urządzeń – stwierdził prezes Uniservu.
Energia i nawóz
Zdaniem Balcera, rynek biogazu powinien w przyszłości skorzystać zarówno na polskich jak i unijnych regulacjach. Przewidywania dotyczące wprowadzenia opłat za emisję gazów cieplarnianych w rolnictwie czy badań tzw. śladu węglowego w produkcji rolno-spożywczej będą skłaniać branże spożywczą do poważnego rozważenia inwestycji w biogazownię/biometanownię.
– Instalacje wytwarzające biogaz nie powinny być traktowane tylko i wyłącznie jako źródła zielonej energii. Równie istotna, a nawet ważniejsza, jest ich funkcja związana z utylizacją odpadów z produkcji branży rolno-spożywczej oraz odpadów komunalnych – wskazał Balcer.
Jak wyjaśnił, przefermentowane substraty z biogazowni (poferment) mają te same właściwości nawozowe jak gnojowica czy obornik. Jednocześnie są zdecydowanie korzystniejsze w dwóch aspektach. Po pierwsze poferment jest pozbawiony niektórych pierwiastków, które oddzielają się w procesie fermentacji, niekorzystnych dla gleby i wzrostu roślin. Po drugie, poferment ma znacznie mniej intensywny zapach niż gnojowica czy obornik.
– Odpady rolnicze, takie jak np. wysłodki buraczane, wytłoki nasion, owoców i warzyw, wywar pogorzelniany czy odpady z ubojni to odpady uciążliwe, których producenci muszą się pozbyć poprzez utylizację, często kosztowną. Tymczasem biogazownie mogą je przyjąć i wyprodukować z nich energię – podkreślił Balcer.
Jednocześnie zastrzegł, że kluczowe przy decyzji o budowie biogazowni czy biometanowni jest zapewnienie stałych dostaw substratów. Od tego jest uzależniony czas zwrotu z inwestycji.
– Fermentacja metanowa jest bardzo delikatnym procesem, który jest niezwykle wrażliwy na zmiany w substratach, którymi jest zasilana instalacja. Ponadto w przypadku w przypadku przejściowego braku substratów nie da się szybko zatrzymać procesu produkcji biogazu bez jednoczesnej szkody dla procesu i samej instalacji – powiedział Balcer.
Dlatego instytucje finansujące oczekują od potencjalnych inwestorów zawartych umów długoterminowych z dostawcami substratów. Jeśli inwestor jest jednocześnie producentem substratów, to sprawa jest łatwiejsza, należy jednak oszacować wielkość instalacji w stosunku do możliwości zapewnienia wsadu i odbioru energii.
Koszty w górę
Procedury poprzedzające budowę biogazowni są dosyć czasochłonne – trwają średnio od 8 do 12 miesięcy. Dodatkowo ten czas wydłużyło w ostatnich latach działanie administracji w realiach pandemii COVID-19. Te czynniki spowodowały, że impuls inwestycyjny przesunął się w czasie względem korzystnych skutków nowelizacji ustawy o OZE.
W opinii Przemysława Krawczyka, im więcej dobrych przykładów biogazowni przyjaznych dla otoczenia, tym lepszy jest również odbiór społeczny takich inwestycji.
– Niemniej takie pozytywne przykłady są mało medialne, a rozgłos zyskują sporadyczne, negatywne przypadki. Świadomość się jednak zmienia i z naszych doświadczeń wynika, że tylko 1 na 10 projektów wzbudza aktualnie większe emocje społeczne. Warto zwrócić na takie pozytywne przykłady jak podlaskie Michałowo, gdzie powstały już dwie biogazownie, dzięki którym mieszkańcy mają dostęp do energii cieplnej – powiedział wiceprezes.
Jednocześnie z uwagi na czynniki dotykające całą gospodarkę rosną koszty samej budowy, a także koszty operacyjne biogazowni. Dlatego branża wystosowała do Ministerstwa Klimatu i Środowiska stanowisko ws. podniesienia poziomu stawek w taryfach gwarantowanych FIT/FIP.
– Przed trzema laty, na etapie przygotowań projektu, koszt budowy biogazowni o mocy poniżej 500 kW wynosił ok. 10 mln zł. Obecnie jest to ok. 12-13 mln zł, czyli wzrost o 20-30 proc. Przy większych obiektach, o mocy ok. 1 MW, wzrost kosztów budowy wynosi ok. 15-20 proc. – wyjaśnił Krawczyk.
Jednak największy wzrost – jak zaznaczył wiceprezes – nastąpił przy kosztach operacyjnych i jest on o tyle bardziej dotkliwy, iż dotyka zarówno istniejących obiektów, jak i tych planowanych.
– Jest to związane z tym, iż rzeczywista inflacja występująca w sektorze rolnictwa energetycznego jest kilkukrotnie wyższa niż ta wynikająca z inflacji konsumenckiej publikowanej przez GUS. Rodzi to ryzyko wstrzymania wielu procesów inwestycyjnych i jednocześnie spadek rentowności projektów istniejących. Warto podkreślić, iż cena referencyjna nie była aktualizowana od 2020 r. a wiemy doskonale, jak wiele od tego czasu się zmieniło – podkreślił Krawczyk.
Daleko od sieci
Wróćmy jednak do samego biometanu. Jak wiadomo, kluczowe dla jego wykorzystania na szerszą skalę jest podłączenie instalacji do sieci. Należący do PGNiG zarządca gazowej sieci dystrybucyjnej, czyli Polska Spółka Gazownictwa (PSG), pod koniec minionego roku zapewniała, że jest gotowa na „biogazową ewolucję”.
– Wydaliśmy wiele warunków przyłączenia dla biometanowni, tj. biogazowni wyposażonych w instalację uzdatniania biogazu do parametrów jakościowych gazu sieciowego. Z żadną z nich nie podpisaliśmy jednak jeszcze umowy przyłączeniowej. Mamy nadzieję, że podsygnowane dziś porozumienie (sektorowe z resortem klimatu – red.) pozwoli wypracować mechanizmy wsparcia dla inwestycji w biometanownie, dzięki czemu biometan popłynie naszymi gazociągami – mówił w listopadzie 2021 r. Ireneusz Krupa, członek zarządu PSG ds. rozwoju i inwestycji.
Przemysław Krawczyk w kwestii masowego podłączenia do sieci potencjalnych biometanowni jest bardziej sceptyczny.
– Działamy w większości krajów Europy. Przykładowo we Francji budujemy rocznie ok. 60-70 obiektów, z czego połowa to biometanownie. Jednak tam sieć gazowa na terenach wiejskich jest mocno rozpowszechniona. Tymczasem w Polsce wciąż w wielu regionach jesteśmy na etapie budowy sieci kanalizacyjnej, a nie gazociągów – ocenił Krawczyk.
– Można wyobrazić sobie, że biometan będzie zużywany lokalnie w ramach klastrów energii, np. do ogrzewania budynków użyteczności publicznej, czy po skropleniu do tankowania pojazdów napędzanych LNG. Do tego wszystkiego potrzeba jednak rozwiniętej infrastruktury. Produkcja biogazu jest procesem ciągłym, którego nie można łatwo przerwać i ponownie uruchomić – dodał.
Innym wyjściem są obiekty hybrydowe, czyli poza instalacją uzdatniania biogazu posiadające również jednostkę kogeneracyjną do produkcji energii elektrycznej i ciepła z nadwyżek biometanu.
– To oznacza jednak o wiele wyższe koszty inwestycyjne. W takiej opcji biogazownia mogłaby pełnić funkcje źródła szczytowego dla lokalnych sieci energetycznych. Takich elastycznych możliwości systemowych nie mają inne OZE, czyli energetyka wiatrowa i fotowoltaika – podsumował Krawczyk.
Narodowy biometan
W realiach polskiej energetyki za wzór często mają służyć „narodowi czempioni”, więc sprawdźmy jeszcze co w temacie biometanu planują spółki kontrolowane przez Skarb Państwa.
W styczniu 2022 r. Urząd Ochrony Konkurencji i Konsumentów wydał zgodę na utworzenie przez Orlen Południe oraz PGNiG spółki, która ma inwestować w rozwój sieci nowoczesnych biometanowni.
Dotychczas Orlen Południe nabył trzy biogazownie rolnicze – w Konopnicy, Wojnach-Wawrzyńcach oraz Jeżewie, które mają zostać rozbudowane i przekształcone w nowoczesne biometanownie. Natomiast biometan potencjalnie mógłby zostać wykorzystany do produkcji zielonego wodoru.
Z kolei PGNiG jest zainteresowane m.in. dodawaniem biometanu do gazu ziemnego i przesyłem mieszanki sieciami dystrybucyjnymi należącymi do grupy. W tym celu spółka opracowała standard jakości biometanu, który może być wprowadzany do sieci, a także warunki przyłączenia biometanowni i wzór umowy dystrybucyjnej.
Warto przypomnieć również, że w 2020 r. PGNiG szacował, że mógłby przyjąć z rynku do swoich sieci ok. 4 mld m sześc. biometanu. Według ówczesnych szacunków taki plan wymagałby budowy ok. 2 tys. instalacji w ciągu 10 lat i wydatków rzędu 70 mld zł.
Natomiast Orlen Południe analizował też budowę 20 biogazowni rolniczych, opartych o „innowacyjną polską technologię, które umożliwią zagospodarowanie substratów z gospodarstw rolnych i ich przetworzenie na energię elektryczną oraz biometan”. W tej sprawie list intencyjny w lipcu 2020 r. firma podpisała ze spółką H. Cegielski-Poznań, Krajowym Ośrodkiem Wsparcia Rolnictwa i Uniwersytetem Przyrodniczym w Poznaniu.
Z kolei Grupa Lotos informowała, że prowadzi prace koncepcyjne dotyczące wykorzystania do produkcji wodoru źródeł odnawialnych.
– Jedną z opcji jest użycie biogazu, z którego po oczyszczeniu powstaje biometan. Biowodór wyprodukowany z biometanu będzie mógł być użyty jako samoistne paliwo wodorowe w przyszłości lub jako biowodór wbudowany w cząsteczki paliw ciekłych i stanowić komponent klasycznych paliw – zapowiadał Lotos.
Grupa planuje także do 2024 r. uruchomić „innowacyjną platformę aukcyjną do kontraktacji dostaw biogazu, biometanu i biowodoru oraz monitorowania stabilności procesów produkcyjnych u dostawców”.
Przy powyższych planach warto zwrócić uwagę, że PKN Orlen jest na zaawansowanym etapie przejęcia Lotosu, a jego kolejnym celem akwizycji jest PGNiG. Zatem w ramach multienergetycznego koncernu, jakim w założeniu ma stać Orlen, swoje miejsce będzie miał też biometan.
Wśród państwowych spółek energetycznych biogazownie od przeszło dekady posiada jeszcze Enea – w Liszkowie i Gorzesławiu. Brak jednak informacji o dalszych planach firmy w tym segmencie OZE.
