Redukcja emisji o 206%? BioLNG i inne paliwa alternatywne jako lepsze zastępstwo dla elektryfikacji transportu? Jacek Nowakowski, ekspert ds. strategii, transformacji i zrównoważonego rozwoju zwraca uwagę, że nie możemy skupiać się na jednym, wyizolowanym rozwiązaniu. Znaczenie ma rachunek ekonomiczny, a w szerszej perspektywie bezpieczeństwo energetyczne i konkurencyjność gospodarki.
Jaką redukcję emisji dwutlenku węgla przynosi stosowanie w silnikach spalinowych HVO, FAME oraz biometanu – skroplonego i sprężonego? Czy istnieją inne rodzaje paliw odnawialnych, których stosowanie na dużą skalę w pojazdach byłoby możliwe?
Zacznijmy od jednej rzeczy, która często jest upraszczana. HVO, FAME czy biometan nie powodują, że podczas spalania z rury wydechowej przestaje wydobywać się CO₂. Ich przewaga wynika z dużo lepszego bilansu emisji w całym cyklu życia paliwa – od surowca, przez produkcję i transport, aż po wykorzystanie w pojeździe. Dlatego nie można powiedzieć, że każde HVO redukuje emisję o 90%, a każdy biometan o jedną, stałą wartość.
Dobrym przykładem jest HVO. Produkowane z odpowiednich surowców odpadowych może dawać redukcję emisji rzędu 90% w porównaniu z olejem napędowym.
HVO może być również produkowane z olejów roślinnych, np. rzepakowego. W takim przypadku bilans emisji może być inny, a unijne regulacje ograniczają udział biopaliw produkowanych z roślin spożywczych i paszowych w realizacji celów OZE w transporcie. Nie oznacza to jednak, że takie paliwo nie jest w Unii dopuszczone.
Podobnie jest z FAME. Biodiesel produkowany z olejów odpadowych może osiągać bardzo wysoką redukcję emisji, podczas gdy paliwo z surowców roślinnych trzeba oceniać również pod kątem sposobu ich uprawy i wykorzystania gruntów.
Najciekawszym przykładem jest dla mnie biometan. RED II pokazuje, że w przypadku biometanu transportowego produkowanego z mokrej gnojowicy redukcja emisji może przekraczać 100%. Przy zamkniętym magazynowaniu pofermentu, czyli pozostałości po produkcji biogazu, i spalaniu gazów resztkowych wartość typowa dochodzi nawet do 206%.
Jak można ograniczyć emisję o więcej niż 100%?
Nie dlatego, że pojazd podczas jazdy pochłania CO₂. Chodzi o cały bilans. Wykorzystujemy metan, który przy tradycyjnym gospodarowaniu gnojowicą mógłby zostać uwolniony do atmosfery. Uniknięcie tej emisji jest uwzględniane w rachunku i dlatego dobrze wyprodukowany biometan z gnojowicy może mieć ujemny ślad węglowy.
W transporcie biometan może być wykorzystywany jako bioCNG albo, po skropleniu, jako bioLNG. Trzeba jednak zachować precyzję: wspomniane 206% jest wartością dla określonej ścieżki produkcji biometanu. Skroplenie wymaga dodatkowej energii, dlatego wynik dla konkretnego bioLNG powinien wynikać z jego rzeczywistego łańcucha produkcji i dostaw.
To jednak nie zmienia faktu, że bioLNG produkowane z odpowiednich surowców odpadowych może zapewniać bardzo wysoką redukcję emisji i jednocześnie być stosowane w istniejących pojazdach LNG.
I właśnie ten przykład dobrze pokazuje, dlaczego nie jestem zwolennikiem prostego dzielenia technologii na dobre i złe. Trzeba wiedzieć, z czego paliwo zostało wyprodukowane i jaki jest jego rzeczywisty ślad węglowy.
Są oczywiście również bioetanol, kolejne generacje biopaliw odpadowych, a w przyszłości paliwa syntetyczne. Nie zakładałbym jednak, że jedna technologia zastąpi wszystkie pozostałe. Dostępność zrównoważonych surowców jest ograniczona, a potrzebują ich również lotnictwo, żegluga i przemysł.
Jakie czynniki wpływają na stopień redukcji emisji uzyskiwany poprzez stosowanie wspomnianych paliw alternatywnych? Pochodzenie i rodzaj surowca, metody produkcji, coś jeszcze?
Przede wszystkim surowiec. To chyba najważniejsza rzecz, o której powinniśmy mówić częściej. Dwa paliwa mające dokładnie tę samą nazwę mogą mieć zupełnie inny ślad węglowy. HVO produkowane z surowców odpadowych może mieć zupełnie inny ślad węglowy niż HVO produkowane z pierwotnych olejów roślinnych, np. rzepakowego. Podobnie jest z FAME.
Ale surowiec to nie wszystko. Liczy się energia wykorzystana w produkcji, sposób transportu, sprawność instalacji, a w przypadku HVO również źródło wodoru wykorzystywanego w procesie produkcji.
W przypadku biometanu bardzo ważne są dodatkowo straty metanu w instalacji i sposób magazynowania pofermentu. RED II bardzo dobrze pokazuje skalę tych różnic. Dla biometanu z mokrej gnojowicy wartości typowe redukcji, zależnie od technologii instalacji, wahają się od 117% do 206%.
Czyli nie wystarczy powiedzieć: „jeździmy na biometanie”?
Trzeba jeszcze wiedzieć, z czego ten biometan powstał i jak został wyprodukowany. Moim zdaniem właśnie w tę stronę pójdzie rynek. Coraz mniej będzie się liczyła sama etykieta „zielone paliwo”, a coraz bardziej potwierdzona informacja: ile rzeczywiście wynosi emisja i o ile udało się ją obniżyć.
To ma bardzo praktyczne znaczenie dla transportu. Załadowca coraz częściej będzie chciał wiedzieć nie tylko, ile kosztuje przewóz, ale również jaka emisja powstała przy jego realizacji. Transport jest przecież częścią śladu węglowego całego łańcucha dostaw. Dla coraz większej liczby firm emisja transportu będzie też elementem własnych celów redukcyjnych i wymagań stawianych dostawcom. Dlatego pytania o emisję będą coraz częściej pojawiały się już na etapie przetargu na transport.
Sama deklaracja, że transport jest „ekologiczny”, za chwilę nie będzie wystarczała.
W jakim stopniu bylibyśmy w stanie zastąpić paliwa kopalne paliwami alternatywnymi w transporcie drogowym w Unii Europejskiej i w Polsce, zakładając wersję optymistyczną? Jaki potencjał ma w Polsce biometan?
Nie podawałbym jednej liczby typu 30 czy 50%. Bez bardzo precyzyjnych założeń byłaby to bardziej publicystyka niż analiza. Nie zastąpimy całego diesla jednym innym paliwem. I moim zdaniem nie powinniśmy nawet próbować budować takiego modelu. Nie ma jednej technologii, która będzie właściwa dla całego transportu.
Tam, gdzie elektryfikacja sprawdza się operacyjnie i broni się ekonomicznie, jest naturalnym rozwiązaniem. Tam, gdzie istniejąca flota może znacząco ograniczyć emisję dzięki HVO, warto wykorzystać tę możliwość. W części ciężkiego transportu długodystansowego rozwiązaniem może być bioLNG.
Po prostu przestańmy szukać jednej technologii, która ma wygrać ze wszystkimi pozostałymi. W Polsce szczególnie interesujący jest biometan. Mamy bardzo duże zaplecze rolnicze i rolno-spożywcze oraz dużą ilość odpadów i pozostałości, które mogą być surowcem do jego produkcji.
Często słyszymy w tym kontekście o potencjale około 8 mld m³ rocznie. To jednak potencjał techniczny. Znacznie bardziej interesuje mnie to, ile rzeczywiście można zagospodarować.
NCBR, po uwzględnieniu dostępności surowców, lokalizacji oraz ekonomicznie uzasadnionej skali instalacji, oszacował potencjał inwestycyjny Polski na około 3 mld m³ biometanu rocznie. I właśnie ta liczba jest dla mnie najważniejsza. Nie potencjał teoretyczny, tylko to, ile możemy realnie próbować zagospodarować biznesowo. Trzy miliardy metrów sześciennych rocznie to nadal ogromna skala.
Na razie zasoby te są wykorzystywane w niewielkim stopniu.
Zaczynamy powoli przechodzić od rozmowy o potencjale do konkretnych inwestycji. Dobrym przykładem jest projekt LAPIS realizowany przez Orlen. Wariant bazowy zakłada 21 stacji bioLNG w Polsce. Pierwsza powstaje w Płocku i ma zostać uruchomiona w drugiej połowie 2026 roku. Kolejne, w Zgorzelcu i Ostrowie Wielkopolskim, mają ruszyć w pierwszym kwartale 2027 roku.
Równolegle rozwijana jest krajowa produkcja. W Głąbowie powstaje biometanownia z modułem skraplania, która ma docelowo produkować około 7 mln m³ biometanu rocznie i przetwarzać go między innymi na paliwo dla transportu drogowego i morskiego.
I to jest dla mnie istotna zmiana. Zaczynamy mówić o całym łańcuchu: polski surowiec, polski biometan, skraplanie, bioLNG, infrastruktura i odbiorca.
Polski rynek ma przy tym już doświadczenia z technologią LNG. Po polskich drogach jeździ około 3,5 tys. ciężkich pojazdów zasilanych LNG, które technicznie mogą korzystać również z bioLNG. To oznacza, że część potrzebnego ekosystemu już istnieje: są pojazdy, infrastruktura i doświadczenie operacyjne. To ważne, bo przejście z LNG na bioLNG nie wymaga wymiany pojazdu ani zmiany technologii napędu.
Ale patrzyłbym na biometan jeszcze szerzej. To nie tylko paliwo dla transportu. Może być wykorzystany w sieci gazowej, przemyśle czy energetyce. To krajowa energia produkowana z odpadów, dodatkowy biznes dla rolnictwa i przemysłu rolno-spożywczego, a jednocześnie ograniczenie zależności od importowanych paliw kopalnych.
Dla mnie to już nie jest wyłącznie temat dekarbonizacji. To również bezpieczeństwo energetyczne i konkurencyjność gospodarki.
W jakich krajach europejskich najszybciej rozwija się produkcja i sprzedaż paliw alternatywnych? Jakich paliw, gdzie i dlaczego?
Europa nie jest tutaj jednolitym rynkiem i trudno wskazać jednego lidera wszystkich technologii. W przypadku HVO i FAME mamy już rozwinięty europejski przemysł. Mocne rynki to między innymi Niemcy, Holandia, Francja, Hiszpania czy Włochy.
W biometanie bardzo rozwinięte są Niemcy, Francja, Włochy i Dania. Ale bardziej od samego rankingu interesuje mnie odpowiedź na pytanie: dlaczego te rynki działają? Bo inwestor musi być w stanie policzyć biznes. Jeżeli ma stabilne regulacje, zna sposób rozliczania redukcji emisji, wie, kto kupi produkt i na jakich zasadach, zaczyna inwestować.
Niemcy są dobrym przykładem rynku, na którym rzeczywisty poziom redukcji emisji paliwa ma konkretną wartość ekonomiczną. Francja konsekwentnie rozwija produkcję biometanu i jego wtłaczanie do sieci. Włochy wykorzystują swoje doświadczenia z gazem w transporcie, a Dania zbudowała bardzo silną pozycję biogazu i biometanu w swoim systemie energetycznym.
To jest ważna lekcja dla Polski. Technologia najczęściej nie jest już największym problemem. Problemem jest stworzenie takich warunków, w których inwestycję można policzyć na 10 czy 15 lat do przodu. Bez tego będziemy cały czas rozmawiać o potencjale zamiast go wykorzystywać.
Jak kształtuje się koszt paliw alternatywnych w stosunku do ich kopalnych odpowiedników?
Tutaj byłbym bardzo ostrożny z podawaniem jednej relacji cenowej. HVO na wielu rynkach nadal jest droższe od klasycznego oleju napędowego. FAME mocno zależy od ceny i rodzaju surowca. W przypadku bioLNG dużą rolę odgrywa również sposób wyceny rzeczywistej redukcji emisji. W krajach, które odpowiednio ją wynagradzają, bioLNG może być bardzo konkurencyjne.
Warto zwrócić uwagę na projekt LAPIS. Orlen deklaruje, że cena kilograma bioLNG na rozwijanych stacjach ma być porównywalna z ceną litra oleju napędowego. Traktowałbym to na razie jako założenie konkretnego projektu, a nie dzisiejszą średnią cenę rynkową bioLNG w Polsce. Jeżeli jednak uda się taki poziom osiągnąć, będzie to istotna zmiana. Bo wtedy możemy mówić o bardzo wysokiej redukcji emisji przy ekonomice zbliżonej do paliwa konwencjonalnego.
Ale sama cena paliwa to za mało. Trzeba patrzeć na TCO, czyli cały koszt wykonania transportu. HVO pozwala ograniczyć emisję w wielu istniejących pojazdach bez zmiany technologii napędu. Podobnie właściciel pojazdu LNG może przejść na bioLNG bez wymiany ciągnika.
Elektryfikacja oznacza większą zmianę inwestycyjną i zwykle wyższą cenę zakupu pojazdu. Trzeba jednak uwzględnić dostępne w Polsce wsparcie na zakup lub leasing zeroemisyjnych pojazdów N2 i N3. Przy odpowiednim profilu tras, przebiegach, dostępie do infrastruktury i cenie energii eHDV może więc bronić się ekonomicznie.
Dlatego nie porównywałbym wyłącznie ceny litra paliwa ani ceny zakupu pojazdu. Trzeba porównywać cały koszt transportu i rzeczywisty efekt redukcji emisji.
Do tego dochodzi jeszcze koszt CO₂. ETS2 obejmie między innymi paliwa wykorzystywane w transporcie drogowym. System ma rozpocząć działanie w 2028 roku. Formalnie obowiązek rozliczania emisji będzie po stronie dostawców paliw, ale trudno zakładać, że koszt ten nie wpłynie na cenę paliwa.
To zmieni sposób patrzenia na transport. Pytanie nie będzie już tylko brzmiało: ile kosztuje litr diesla? Coraz częściej będzie brzmiało: ile kosztuje wykonanie transportu i jaka emisja jest z nim związana?
Jaka powinna być polska strategia dotycząca paliw alternatywnych? Jaką rolę powinny odgrywać w stosunku do paliw kopalnych, wodoru oraz rozwiązań dla elektryfikacji?
Nie budowałbym polskiej strategii wokół wyboru jednej technologii. To moim zdaniem największy błąd tej dyskusji. Nie: elektryk albo biopaliwo. Nie: wodór albo bioLNG. Dróg dekarbonizacji jest wiele, a elektromobilność jest jedną z nich.
Powinniśmy patrzeć na cztery rzeczy: ile naprawdę redukujemy emisji, ile nas to kosztuje, czy rozwiązanie pasuje do konkretnego zastosowania i czy jednocześnie zwiększa nasze bezpieczeństwo energetyczne.
Czy któreś z rozwiązań przeważy?
Elektryfikacja będzie rosła. Nie mam co do tego wątpliwości. W części ciężkiego transportu również będzie bardzo dobrym rozwiązaniem. Jednocześnie po polskich i europejskich drogach pozostanie przez wiele lat ogromna flota pojazdów spalinowych. Jeżeli jej emisję można ograniczać już dzisiaj dzięki HVO, FAME czy bioLNG, nie ma powodu, aby z tej możliwości rezygnować.
Podobnie podchodzę do wodoru. Powinien znaleźć zastosowanie tam, gdzie będzie miał uzasadnienie techniczne i ekonomiczne. Nie dlatego, że jest wodorem. Polska polityka powinna więc wspierać efekt, a nie nazwę technologii.
Do tego dochodzi ETS2.Moim zdaniem przedsiębiorstwa nie powinny czekać, aż wszystkie te zmiany zobaczą bezpośrednio na fakturze. Bo cała ta transformacja zaczyna mieć bardzo konkretny wymiar biznesowy. Załadowca będzie coraz częściej chciał wiedzieć, jaka emisja powstała przy przewozie jego towaru. Transport jest częścią śladu węglowego produktu i całego łańcucha dostaw. A kiedy już pozna tę wartość, pojawi się następne pytanie: co realnie mogę z tym zrobić?
I tutaj nie będzie jednej odpowiedzi. Na jednej relacji rozwiązaniem może być eHDV. Na innej HVO. W transporcie długodystansowym może to być bioLNG. Czasami większy efekt da poprawa wykorzystania pojazdów, ograniczenie pustych kilometrów, lepsze planowanie albo połączenie kilku rozwiązań. Załadowca nie będzie wybierał między HVO, bioLNG i elektromobilnością na podstawie mody. Będzie chciał wiedzieć, ile emituje jego transport, co realnie może z tym zrobić, ile to będzie kosztowało i jaki efekt rzeczywiście osiągnie.
I właśnie dlatego przyszłością nie jest dla mnie sprzedaż jednej technologii czy jednego paliwa. Przyszłością jest umiejętność policzenia emisji konkretnego łańcucha dostaw, pokazania klientowi realnych wariantów jej ograniczenia, policzenia kosztu każdego z nich, wdrożenia rozwiązania i późniejszego zmierzenia efektu.
Wtedy zrównoważony rozwój przestaje być wyłącznie obowiązkiem regulacyjnym. Staje się elementem strategii, zarządzania kosztami, bezpieczeństwa energetycznego i konkurencyjności przedsiębiorstwa.
Dziękuję za rozmowę.
Rozmawiał Michał Kij
