Magazyn Biomasa Aktualności Biometan w transporcie – czas na nowe otwarcie?

Biometan w transporcie – czas na nowe otwarcie?

Przez

11 sierpnia 2026

Mocny początek 2026 r. w wykonaniu Ministerstwa Klimatu i Środowiska przez upublicznienie projektu nowelizacji ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych (oraz niektórych innych ustaw) rozniecił dyskusję branżową na temat implementacji do prawodawstwa krajowego przepisów dyrektywy REDIII tj. właściwie zmienionej dyrektywy REDII. Pierwotny jej tekst został dopiero co wdrożony w Polsce, wszak istotna część przepisów nowelizacji ustawy biopaliwowej uchwalonej przez Sejm w lutym 2025 weszła w życie 1 stycznia 2026 r.

Reklama

Tym samym rząd nie planuje tym razem wieloletnich opóźnień i założeniem jest, że nowe przepisy, których konsultacje publiczne zakończyły się w lutym wejdą w życie z początkiem 2027 r. Zważywszy, że mówimy tu o niezwykle ambitnym celu, jakim jest osiągnięcie 29% OZE w sektorze transportu, i to już w 2030 r., czasu wydaje się raczej niewiele na ogromny przeskok, jaki musiałby zostać dokonany zważywszy, że aktualnie z Narodowym Celem Wskaźnikowym oscylujemy wokół 7%. Dlatego też Ministerstwo przewiduje udostępnienie szeregu nowych narzędzi do realizacji NCW podmiotom paliwowym rozszerzając katalog nośników odnawialnych celem dostosowania polskiego rynku do nowych wymogów europejskich.

Jako że niniejszy raport dotyczy biometanu pominę choćby kwestię nowego zobowiązania dla podmiotów realizujących NCW, jakim jest osiągnięcie co najmniej 1% podcelu dla tzw. paliw odnawialnych niebiologicznego pochodzenia (RFNBO), aczkolwiek teoretycznie może i ta kwestia być dla rynku biometanu istotna. Po pierwsze dlatego, że podcel dla RFNBO jest częścią podcelu dla tzw. biopaliw zaawansowanych, czyli produkowanych z surowców wymienionych w załączniku 1 część A do ustawy tj. m.in. odpadów z przemysłu rolno-spożywczego, słomy, bioodpadów z gospodarstw domowych, a więc tego, z czego może powstać zaawansowany biometan. Teoretycznie zatem, RFNBO może obniżać poziom zapotrzebowania na takowy biometan, ale podkreślić należy akademicki charakter takiego konfliktu ze względu na koszty, ale i skalę potrzeb.

Wodór produkowany z biometanu to sposób na obniżenie emisji z procesu produkcyjnego paliw ciekłych i umożliwienie szerszego zaistnienia w ramach realizacji NCW

Zgodnie z dyrektywą RED III, polskiej ustawie ma się pojawić aż 5,5% biopaliw zaawansowanych w 2030 roku, a więc wzrost z obecnych 3,5%, które już wydawały się abstrakcyjne z perspektywy wielkości rynku paliw w Polsce. Po wtóre, wodór jako RFNBO może być produkowany w ramach reformingu parowego z wykorzystaniem CO2 wychwyconego w instalacji biometanowej.

Inna kwestia dotycząca w pewien sposób podcelu dla RFNBO, że do tego rodzaju paliw odnawialnych wręcz sztandarowo może być zaliczony odnawialny wodór, co oznacza, że przy jego wysokim koszcie i niedostatecznej podaży interesującą opcją np. dla rafinerii paliwowych wykorzystujących wodór w swoich procesach produkcyjnych – może być ten produkowany z biometanu. To będzie wówczas nie tylko sposób na obniżenie emisji z procesu produkcyjnego paliw ciekłych (olej napędowy, benzyna) i gazowych (LPG), ale jednocześnie umożliwienie szerszego zaistnienia w ramach realizacji Narodowego Celu Wskaźnikowego, niż wynikać miałoby to z jego potencjalnej inkorporacji jako gotowego (bio)paliwa.

KONGRES BIOGAZU 2026 – W GRUDNIU SPOTKAMY SIĘ W WARSZAWIE

Rynek CNG i LNG w naszym kraju jest bowiem znikomy i trudno oczekiwać, że nawet przy jego 100% konwersji na biometan, w sposób znaczący zwiększyłby udział OZE w transporcie w Polsce. Na to, w sensie wyparcia paliw kopalnych z rynku paliw gazowych, również niestety nie zanosi się z przyczyn oczywistych, czyli kosztów. Może to być atrakcyjna opcja w jakichś indywidualnych przypadkach napędzanych choćby odpowiednią polityką dekarbonizacyjną samorządów i podległych im spółek organizujących transport zbiorowy, ale przeskoku w zagregowanej realizacji NCW raczej nie spowoduje.

Ze względu na powyższe, Ministerstwo Klimatu i Środowiska chcąc nieco bardziej wyjść biometanowi naprzeciw, zaproponowało w projekcie ustawy wdrażającej REDIII w obszarze transportu – rozwiązanie polegające na umożliwieniu podmiotom realizującym wykorzystania w tym celu „biokomponentów gazowych w postaci biometanu wprowadzonego do sieci gazowej”. Z uwagi na istotę tematu został on poddany wnikliwej analizie m.in. przez Krajową Izbę Biopaliw, której członkowie są bardzo zainteresowani współtworzeniem rynku biometanu na cele transportowe (i nie tylko) przy jednoczesnym uwzględnieniu dotychczasowych realiów dekarbonizacji paliw w Polsce opartych w głównej mierze na zastosowaniu biokomponentów w postaci ciekłej, czyli bioetanolu i estrów metylowych (biodiesla).

Nie ulega bowiem wątpliwości, że jeśli chcemy realizować ambitne cele unijne w obszarze OZE, to temu przedsięwzięciu będą sprzyjać takie rozwiązania, w których poszczególne technologie i nośniki odnawialne będą się akumulować na rynku, a nie wzajemnie wypierać. Takie zjawisko niezdrowej konkurencji pomiędzy gazowymi i ciekłymi biopaliwami obserwowaliśmy chociażby niedawno w Niemczech, gdzie akurat biometan był tym wypieranym przez tańszy biodiesel odpadowy importowany z Chin. Piszę o tym, aby uświadomić niejako logikę naszej branżowej oceny opisanej poniżej, której towarzyszy konstatacja, że każdy rodzaj OZE może i wręcz powinien mieć swoją przestrzeń.

Przepisy krajowe powinny zostać uszczegółowione tak by nowe formy realizacji NCW miały charakter addytywny a nie suplementarny

Biometan wprowadzany do sieci gazowej może być bowiem bardzo atrakcyjną formą realizacji rosnącego NCW, tym niemniej należy stworzyć odpowiednie uwarunkowania prawne zapewniające komplementarność z dotychczasowymi formami inkorporacji do rynku paliwowego paliw odnawialnych, wśród których dominującą rolę odgrywają biokomponenty wytwarzane z surowców rolnych blendowane w benzynach i oleju napędowym.

>>> KONGRES BIOGAZU 2026 – ZAREJESTRUJ SIĘ JUŻ DZISIAJ! <<<

W związku z tym, przepisy krajowe powinny być uszczegółowione w taki sposób, aby nowe formy realizacji NCW miały charakter addytywny, a nie suplementarny. W szczególności, że w projekcie zaproponowano, aby przepis dotyczący biometanu wprowadzonego do sieci gazowej dotyczył każdego jego rodzaju tj. również wytworzonego z surowców spożywczych lub pastewnych (1 generacji), pomimo że w uzasadnieniu do ustawy literalnie wskazano na konieczność „stworzenia warunków dla rozwoju technologii biokomponentów zaawansowanych, w tym biometanu (…).”

Kolejna kwestia to oczywiście konieczność animowania krajowymi przepisami własnej produkcji biometanu. Obserwując dynamiczny rozwój sektora biometanu w krajach poza UE przyłączonych do europejskiej sieci gazowej można bowiem mieć obawy dotyczące możliwości konkurowania z nimi przez krajowe instalacje, które są przecież dopiero w fazie projektowania lub budowy. W związku z tym, uważamy za w pełni zasadne wprowadzenie obostrzenia i literalne wyłączenie z możliwości realizacji NCW, jakie wynikają z projektowanego przepisu, biometanu wprowadzanego do sieci gazowej poza Wspólnotą.

Przy obecnym zaawansowaniu realizacji Narodowego Celu Wskaźnikowego osiągnięcie celu 29% OZE w transporcie w 2030 r. wydaje się niemożliwy do osiągnięcia

I ostatnia sprawa to jak ostatecznie molekuły biometanu sieciowego zostaną faktycznie spożytkowane. W związku z faktem, że wykorzystanie biometanu wprowadzonego do sieci gazowej w ramach realizacji NCW będzie miało charakter pośredni i opierać się będzie jedynie na potwierdzeniu jego zakupu przez podmiot paliwowy, w ustawie powinny znaleźć się również odpowiednie przepisy sankcjonujące brak możliwości wykorzystania tego biometanu w innych segmentach gospodarki, zaś rzeczywiste wykorzystanie w transporcie powinno być zapewnione poprzez doprecyzowanie, że zużycie biometanu ma miejsce w procesach produkcyjnych paliw ciekłych w rafineriach bądź w ramach wprowadzania do obrotu przez podmiot paliwowy paliw (wbudowane w ramach procesów rafineryjnych, co jesteśmy w stanie precyzyjnie policzyć) bądź biopaliw gazowych (choćby z wykorzystaniem bilansu masy w ramach oferowania na rynku CNG li/lub LNG). W innym przypadku istnieje ryzyko dwukrotnego zaliczania tej samej energii pochodzącej z biometanu tj. zarówno w transporcie, ale także innych sektorach w instalacjach stosujących gaz ziemny.

Oto mapa biogazowni rolniczych w Polsce!

Na finalne rozstrzygnięcia ustawowe przyjdzie nam zapewne trochę poczekać. Można jeszcze do powyższego dodać, że szkoda, że jednocześnie MKiŚ nie pokusił się na rozważenie opcji powrotu do koncepcji z pierwotnego projektu nowelizacji implementującej dyrektywę… RED II, gdzie w sławetnym już (z wielu powodów) UC 110 pojawił się pomysł „podcel podcelu” (per analogia do obecnego RFNBO) dla biopaliw zaawansowanych w postaci obliga minimum dla biometanu, w tym biowodoru wytworzonego z biometanu.

To zdaniem naszej branży mógłby być faktyczny „game changer” jeśli chodzi o biometan w transporcie, w szczególności wobec zakładanego przez resort klimatu w myśl projektowanej nowelizacji ustawy o OZE, wyłączenia transportu jako opcji dla biometanu uzyskującego wsparcie w ramach rozszerzonego systemu aukcyjnego. Analiza kosztowa realizacji NCW podpowiada obecnie, że nie koniecznie musi to być najbardziej atrakcyjna opcja dla podmiotów paliwowych, a taki przymus, zmienia punkt widzenia.

POBIERZ BEZPŁATNIE NASZ RAPORT BIOGAZOWY 2026
– W NIM WIELE WAŻNYCH OPINII I ANALIZ!