Oczyszczanie i zatłaczanie biogazu na przykładzie Niemiec. MoŜliwości wdroŝenia technologii w Polsce

Transkrypt

1 Oczyszczanie i zatłaczanie biogazu na przykładzie Niemiec. MoŜliwości wdroŝenia technologii w Polsce Mgr inŝ. Przemysław Mroczkowski, EC BREC Instytut Energetyki Odnawialnej: pmroczkowski@ieo.pl Dr. inŝ. Michael Seiffert, Niemieckie Centrum Biomasy DBFZ: Michael.Seiffert@dbfz.de Materiał powstał podczas odbywania stypendium Fundacji Federalnej Środowisko (DBU) i Fundacji prof. Nowickiego w Niemieckim Centrum Biomasy (DBFZ) Maj 2011

2 Jedną z metod wykorzystywania biogazu, która znajduje coraz większe zastosowanie w Niemczech, jest jego oczyszczanie do postaci biometanu i następnie zatłaczanie do sieci gazowej. Niemiecki rynek w tym obszarze jest młody i cechuje się wysokim tempem wzrostu. Dwie pierwsze instalacje były oddane do uŝytku pod koniec 2006 roku, a rok później w eksploatacji znajdowało się juŝ pięć kolejnych instalacji. Biorąc pod uwagę ilość zatłaczanego gazu o parametrach gazu ziemnego ok. 50 instalacji przyłączonych do sieci do końca roku 2010, umoŝliwiło pokrycie około 0,1% zuŝycia gazu ziemnego w Niemczech (czyli ok. 100 mln m 3 /rok). Mając na uwadze ambitne cele polityczne, według których 20% zuŝycia gazu ziemnego w Niemczech będzie zastąpione biometanem, naleŝy spodziewać się dynamicznego wzrostu wykorzystania tej technologii w niedalekiej przyszłości 1. Zgodnie z Rozporządzeniem o dostępie do sieci gazowej (GasNZV), które weszło w Ŝycie 12 kwietnia 2008, zdefiniowano cel zatłaczania na 6 bilionów metrów sześciennych biogazu do roku Wymaga to budowy do roku 2020 około 1000 duŝych (700m 3 /h) biogazowni, co przekłada się na konieczność realizacji ok. 120 biogazowni rocznie. Wg szacunków do osiągnięcia tego celu potrzebne będą inwestycje o wartości przynajmniej miliardów euro. Najbardziej wspierane jest wykorzystywanie biometanu do produkcji energii elektrycznej i ciepła w kogeneracji. Pozostałe zastosowania to: paliwo do napędu pojazdów oraz surowiec do wytwarzania ciepła 2. Z uwagi na to, Ŝe wykorzystanie biometanu nie jest ekonomicznie konkurencyjne w stosunku do gazu ziemnego, wdroŝono odpowiednie mechanizmy wsparcia, aby umoŝliwić rozwój tego rynku, które spowodowały, Ŝe Niemcy są obecnie światowym liderem w technologii oczyszczaniu biogazu. Obrazuje to wykres przedstawiony poniŝej 3. 1 Scholwin F., Present state and development of technologies for treatment of biogas to the natural gas grade. 19 Annual Meeting of Fachverband Biogas e.v. Conference Proceedings, 2010, s Ibid. s Beil M Fraunhoffer-Institute IWES. Biogasmax final workshop, Brussels. URL: 1

3 Wydajność Nm 3 /h Całkowita wydajność instalacji oczyszczania biogazu w rozbiciu na kraje Szwajacaria Wielka Brytania Holandia Szwecja Niemcy Hiszpania Austria Islandia Francja Norwegia Dane na 2009 RóŜnice pomiędzy biogazem, biometanem, a gazem ziemnym Surowy biogaz zawiera 45-75% metanu. Kolejnym składnikiem gazu jest dwutlenek węgla (28-45%). Resztę stanowi azot (<3%), tlen (<2%), wodór, siarkowodór, amoniak i para wodna. Gaz ziemny składa się z kolei głównie z 93-98% metanu. Zawartości poszczególnych składników przedstawia poniŝsza tabela 4. Parametr Biogaz Biometan Gaz ziemny Metan 45-75% 94-99% 93-98% Dwutlenek węgla 28-45% 0,1-4% 1% Azot <3% <3% 1% Tlen <2% <1% - Wodór ilości śladowe ilości śladowe - Siarkowodór <10 ppm <10 ppm - Amoniak ilości śladowe ilości śladowe - Etan - - <3% Propan - - <2% Wartość kaloryczna Zazwyczaj 6 kwh/m 3, ale zmienia się w zaleŝności od zastosowanych substratów pomiędzy: 5,5-7,7 kwh/m 3 10,2-10,9 kwh/m 3 ok kwh/m 3 4 Rapp M The role of biogas in the EWE s E3., Presentation prelected at 2 nd International Biogas Seminar BIOGAZ 2010, Warsaw

4 Zastosowania biometanu Biogaz produkowany w Niemczech znajduje wciąŝ w większości zastosowanie do produkcji energii w kogeneracji, bezpośrednio na miejscu jego wytwarzania. Znaczna cześć ciepła odpadowego pozostaje jednak niewykorzystana. Oczyszczanie i zatłaczanie biometanu do sieci pozwala na zrównanie moŝliwości zastosowania biometanu do tych, jakie posiada gaz ziemny. Zatem oczyszczony biogaz znajduje zastosowanie w:: produkcji energii elektrycznej i ciepła w kogeneracji (CHP) energia elektryczna wytwarzana przez agregaty kogeneracyjne jest przekazywana do sieci energetycznej a ciepło powstające jako produkt uboczny, stosowane jest do róŝnorodnych celów grzewczych, produkcji ciepła biometan moŝe być wykorzystywany do celów grzewczych w przemyśle czy budownictwie mieszkalnym, transport biogaz oczyszczony do jakości gazu ziemnego moŝe być paliwem dla pojazdów, jeśli są zaopatrzone w instalację na gaz ziemny. Wsparcie dla biometanu w Niemczech Zgodnie z niemiecką Ustawą o odnawialnych źródłach energii (EEG) udział źródeł odnawialnych w całkowitej produkcji energii do 2020 roku powinien wzrosnąć do 30%. Aby umoŝliwić realizację tych załoŝeń, EEG gwarantuje pierwszeństwo instalacjom produkującym energię z odnawialnych źródeł w przyłączeniu do publicznej sieci energetycznej i gazowej. Ustawa zapewnia uprzywilejowaną sprzedaŝ i dystrybucję, jak równieŝ gwarantuje stałe ceny (feed-in tariff), w wysokości zaleŝnej od rodzaju zastosowanej technologii. Stałe ceny dla właściciela odnawialnego źródła energii gwarantowane są od pierwszego roku eksploatacji na kolejne 20 lat w ustalonych z góry kwotach. Instalacje, które rozpoczęły pracę w późniejszych latach obowiązywania ustawy, otrzymują niŝsze taryfy zgodnie ze stopą degresji, która w przypadku biogazu wynosi 1% rocznie. Wartość energetyczna biometanu odnoszona jest energii elektrycznej jaka produkowana jest z biometanui, dzięki czemu producent energii elektrycznej z biometanu moŝe otrzymywać przychody zgodnie z taryfą ustaloną przez EEG. Producenci energii w agregatach kogeneracyjnych muszą podpisać umowę z producentem biometanu, co jest warunkiem uznania, Ŝe wyprodukowana energia pochodzi z odnawialnego źródła. Podsumowując przychód w postaci stałych cen otrzymuje w praktyce operator agregatu kogeneracyjnego, który ma podpisaną umowę z producentem biometanu. 3

5 Aby wprowadzić gaz do sieci gazowej konieczne jest spełnienie wielu przepisów, norm i wymagań technicznych. Przyłączenie do sieci jest regulowane przez Rozporządzenie o dostępie do sieci gazowej (GasNZV) 5. Zgodnie z jego zapisami koszt kompresji, stacji kontrolnej, dostosowania wartości kalorycznej i przyłącza do sieci gazu jest pokrywany w większości przez operatora sieci gazowej. Producent biometanu partycypuje w kosztach jedynie w 25%, do wysokości 250 tys. euro (gdy przyłącze do sieci gazowej jest nie dłuŝsze niŝ 1 km), natomiast, gdy długość przekracza 1km, producent biometanu musi zwiększyć swój udział w kosztach budowy przyłącza). Wszystkie koszty związane z przyłączeniem źródła i odbiorem biometanu jaki ponosi operator sieci przesyłowej są mu zwracane w postaci wyŝszych opłat za energię ponoszonych przez odbiorców końcowych. Etapy technologii oczyszczania biogazu Biogazownie zatłaczające oczyszczony gaz do sieci gazu ziemnego, znalazły powszechne zastosowanie m.in. w Niemczech, Szwecji, Holandii i Szwajcarii. Najczęściej stosowane metody oczyszczania w Niemczech to adsorpcja zmiennociśnieniowa, płuczka wodna, Genosorb i płuczka aminowa 6. Surowy biogaz, wytworzony w procesie fermentacji beztlenowej moŝe być oczyszczony za pomocą róŝnych metod do jakości wysokometanowego gazu ziemnego, niskometanowego gazu ziemnego, gazu wymiennego, albo gazu zamiennego. RóŜnica pomiędzy gazem wymiennym, a gazem zamiennym polega na tym, Ŝe ten pierwszy moŝna mieszać z gazem ziemnym w dowolnej proporcji, gdyŝ posiada te same parametry, co gaz ziemny, natomiast gaz zamienny, moŝe być dodawany tylko w ograniczonej ilości. Pierwszym etapem oczyszczania biogazu jest usunięcie siarkowodoru. W zaleŝności od zastosowanego procesu oczyszczania, moŝe być konieczny dodatkowy etap odsiarczania. Aby otrzymać biometan o jakości wysoko i - niskometanowego gazu ziemnego konieczne jest równieŝ oczyszczenie go z CO 2. W ostatnim etapie gaz podlega odoryzacji i dostosowaniu wartości kalorycznej (w zaleŝności od potrzeb moŝe być zwiększana, bądź zmniejszana) do takiej, jaką posiada gaz ziemny w danej sieci, poprzez dodanie LPG lub powietrza. Etapy technologiczne zachodzące przed zatłoczeniem gazu przedstawia schemat poniŝej 7. 5 Seebach A., Progress reportof the pioneering project and 5 years management of biomethane projects, 19 Annual Meeting of Fachverband Biogas e.v. Conference Proceedings, 2010, s Scholwin F., op. cit., s Grope J., Scholwin F., Biogasaufbereitung auf Erdgasqualität Technologien und deren Bewertung., Presentation T.R.E.N.D, Hamburg 4

6 Etapy zachodzące przed usunięciem CO 2 z biogazu to usuwanie siarki, które moŝe być prowadzone biologiczne (przy zastosowaniu mikroorganizmów, bądź chemiczne (przy zastosowaniu związków chemicznych) oraz osuszanie gazu podczas którego stosowane są procesy adsorpcji albo kondensacji. Technologie usuwania CO 2 NajwaŜniejszym etapem oczyszczania biogazu jest usunięcie dwutlenku węgla. W tym celu moŝna zastosować róŝne metody opisane poniŝej. Adsorpcja zmiennociśnieniowa (Pressure Swing Adsorption - PSA) Metoda ta opiera się na szybkich zmianach ciśnienia, które umoŝliwiają głównie adsorpcję CO 2 przez węgiel aktywny, co umoŝliwia osiągnięcie jakości gazu finalnego odpowiadającej jakości gazu ziemnego. Przed tym procesem biogaz musi być wstępnie odsiarczony metodą biologiczną i osuszony. Następnie w kolumnach adsorpcyjnych zachodzą 4 fazy procesu, podczas gdy jednej kolumnie odbywa się adsorpcja CO 2 w innej odbywa się 5

7 proces regeneracji węgla aktywnego. W zaleŝności od jakości gazu jaką chcemy uzyskać te 4 fazy są powtarzane 2 albo 3 razy, aby osiągnąć zawartość metanu na poziomie 97% 8 Technologia PSA (Źródło: Carbotech, tłumaczenie autorskie) Płuczka wodna Płuczka wodna opiera się na zasadzie, Ŝe wraz ze wzrostem ciśnienia rozpuszczalność metanu i dwutlenku węgla wzrasta. Nie jest konieczne wstępne odsiarczanie. Biogaz jest kompresowany do ok. 10 barów i dostarczany do kolumny adsorpcyjnej poprzez którą płynie od dołu do góry kolumny. W tej kolumnie woda przesącza się od góry do dołu spotykając się z przeciwbieŝnym prądem gazu. Rozpuszczeniu ulegają przede wszystkim dwutlenek węgla i siarkowodór. Substancje takie jak kwasy, pył czy mikroorganizmy równieŝ są rozpuszczane. Oczyszczony gaz, który opuszcza kolumnę zawiera do 98% metanu. Aby usunąć CO 2 ze strumienia gazu proces moŝe być kilkukrotnie powtarzany. Część metanu jest recyrkulowana do początku procesu i dołącza do strumienia surowego biogazu, co obniŝa straty metanu. Większość H 2 S i CO 2, które są rozpuszczane w wodzie, są uwalnianie z niej przez obniŝenie ciśnienia zachodzące w ostatnim etapie procesu w kolumnie desorpcyjnej. Pracujące spręŝarki wytwarzają ilość ciepła wystarczająca do podgrzewania komór fermentacyjnych 9. 8 Sholwin F., Present state and development of technologies for the treatment of biogas to natural gas grade, 19 Annual Meeting of Fachverband Biogas e.v. Conference Proceedings, 2010, s Scholwin F., Present state and development of technologies for treatment of biogas to the natural gas grade. 19 Annual Meeting of Fachverband Biogas e.v. Conference Proceedings, 2010, s

8 Płuczka wodna (Źródło: Malmberg, tłumaczenie autorskie). Genosorb Genosorb, podobnie jak w płuczka wodna opiera się na procesie fizycznej adsorpcji, jednakŝe rolę wody jako rozpuszczalnika przejmuje substancja Genosorb. Biogaz jest kompresowany do ciśnienia ok. 7 barów, a następnie chłodzony do temperatury C, co powoduje, Ŝe część pary wodnej kondensuje się. SpręŜony do 7 barów biogaz wchodzi w kontakt z przeciwbieŝnym prądem rozpuszczalnika organicznego. Na tym etapie CO 2 i H 2 S są absorbowane przez rozpuszczalnik organiczny Genesorb. Na szczycie kolumny gromadzi się finalny produkt - biometan o moŝliwej do dostosowania zawartości metanu w granicach 93-98%. Następnie gaz procesowy poddawany jest oczyszczaniu węglem aktywnym usuwającym m. in. związki siarki. Regeneracja rozpuszczalnika organicznego zachodzi w kolumnie desorpcyjnej w temperaturze 50 C. Płyn wymywający moŝe być uŝytkowany 10 lat zanim istnieje konieczność jego wymiany 10. W praktycznej eksploatacji udział metanu po oczyszczaniu jest większy niŝ 97%. 10 Herr M., Lermen A., Rostek S., Biogaspartner a joint initiative. Deutsche Energie-Agentur GmbH, 2010, s. 35 7

9 Technologia Genosorb (Źródło: Haase, tłumaczenie autorskie). Płuczka aminowa Innym sposobem oczyszczania jest zastosowanie płuczki aminowej, której działanie opiera się na zastosowaniu procesu absorpcji. Dwutlenek węgla usuwany jest z biogazu poprzez wymywanie (absorbcję) w chemicznym roztworze zawierającym aminy w momencie kontaktu biogazu z rozpuszczalnikiem. W większości uŝytkowanych instalacji stosowana jest monoetyloamina. Po etapie absorpcji, w celu zregenerowania rozpuszczalnika chemicznego konieczne jest przeprowadzenie desorpcji, zwanej inaczej regeneracją. Podczas, gdy wysoka absorpcyjność i pojemność rozpuszczalnika chemicznego jest korzystna do usuwania dwutlenku węgla, to na etapie regeneracji jest duŝym utrudnieniem. Aby zregenerować rozpuszczalnik, z którego uwalnia się dwutlenek węgla potrzebna jest ciepło wysokotemperaturowe (około 160 C). Zaletą metody jest brak kompresji 11. W praktycznej eksploatacji uzyskuje się biometan z udziałem metanu powyŝej 99%. 11 Strahl J., Buchhorn M., Daniel-Gromke J., Biogas Resource Assessment for the United Kingdom, Final Report, German Biomass Research Centre, 2009, s. 7 8

10 Rysunek 1. Płuczka aminowa Separacja membranowa Separacja membranowa jest relatywnie nową technologią oczyszczania biogazu. Efektywność jednej membrany jest zbyt niska do osiągnięcia standardów gazu ziemnego, dlatego w celu osiągnięcia wyŝszego stęŝenia metanu w gazie finalnym naleŝy zastosować więcej niŝ jedną membranę lub zastosować separację membranową w połączeniu z inną technologią oczyszczania. Efektywność separacji zaleŝy w duŝym stopniu od konstrukcji instalacji oczyszczania membranowego. W celu podwyŝszenia efektywności separacji moŝliwa jest recyrkulacja oczyszczanego gazu. W tym przypadku dodatkowe kompresory są niezbędne 12. W praktycznej eksploatacji udział metanu po oczyszczaniu waha się pomiędzy 92 a 98%, w zaleŝności od zastosowanego procesu (jedna albo 2 membrany). 12 Strahl J., Buchhorn M., Daniel-Gromke J., op. cit. 9

11 Technologia membranowa (Źródło: Harasek, M. TU Wien). W poniŝszej tabeli podsumowano parametry poszczególnych technologii oczyszczania biogazu 13. KRYTERIUM PSA DWW GENOSORB Wstępne oczyszczanie (S, H 2 0) AMINE WASH tak tak/nie tak/nie tak tak Ciśnienie Zawartości metanu w gazie końcowym [%]* Zapotrzebowani e na energię [kwh/nm 3 ] Zapotrzebowani e na ciepło [ C] brak kompresji MEMBRANE SEPARATION 6-10 > 96% > 97% > 97% > 99% 92-98% 0,25 0,2-0,3 0,24-0,33 < 0,15 0,18-0,2 nie nie nie Chemikalia nie nie tak tak nie WdroŜone projekty na > 20 >25 3 >7 2 świecie * zwiększenie zawartości metanu w gazie finalnym jest moŝliwe, ale ekonomicznie nieuzasadnione 13 Grope J., Scholwin F., op. cit. 10

12 Nakłady inwestycyjne i koszty operacyjne technologii oczyszczania biogazu w warunkach niemieckich Atrakcyjność ekonomiczna oczyszczania biogazu do postaci biometanu rozpoczyna się od średniej wielkości biogazowni (o wydajności oczyszczania rzędu 500 Nm 3 /h surowego biogazu). Małe biogazownie powinny być natomiast łączone w mikrosieć gazową, z której następnie cały biogaz trafia do instalacji do oczyszczania. Nakłady inwestycyjne samej instalacji oczyszczania biogazu zaleŝą głównie od ilości oczyszczanego biogazu (wydajności instalacji). Koszty inwestycyjne zawierają się w granicach: ok. 1,2 1,5 mln. euro (1000 Nm 3 /h surowego biogazu) ok. 0,5 0,8 mln. euro (250 Nm 3 /h surowego biogazu) Poza wspomnianymi nakładami muszą być wzięte pod uwagę równieŝ nakłady na instalacje do odsiarczania, suszenia, dostosowanie wartości energetycznej i ciśnienia przez zatłaczaniem. Z uwagi na to, Ŝe zapotrzebowanie na ciepło róŝni się znacznie pomiędzy technologiami moŝliwości pozyskania, bądź sprzedaŝy ciepła w danej lokalizacji w zaleŝności od zastosowanej technologii muszą być uwzględnione Kalkulacja dla koncepcyjnej biogazowni z instalacją o wydajności oczyszczania 1000 Nm³/h surowego biogazu w warunkach niemieckich. Koszt instalacji do oczyszczania stanowi istotny składnik kosztów całej inwestycji. Wysoki koszt produkcji jednostki energii elektrycznej w tych instalacjach moŝe być zredukowany przez efekt skali. Powoduje to, Ŝe instalacje do oczyszczania biogazu lokowane są z reguły przy instalacjach o duŝej produkcji biogazu. Koncepcyjna instalacja dla której wykonano obliczenia dla warunków niemieckich zasilana jest w 90% kiszonką kukurydzy i w 10% gnojowicą. Roczna ilość dostarczanych substratów wynosi ton kiszonki kukurydzy i ton gnojowicy. Kalkulacja nakładów inwestycyjnych na koncepcyjną biogazownie z instalacją do oczyszczania o wydajności 1000 Nm³/h surowego biogazu przedstawia poniŝsza tabela. 14 Beil M Fraunhoffer-Institute IWES. Biogasmax final workshop, Brussels. URL: 15 Girod K., Lohmann H., Urban W., Abschlussbericht für das BMBF-Verbundprojekt Biogaseinspeinsung. Band 4: Technologien und Kosten der Biogasaufbereitung und einspeisung in das Erdgasnetz. Ergebnisse der Markethebung , 2009, s

13 Lista komponentów (1000 Nm 3 /h) EUR Budynki i budowle Zbiornik na substraty Inne Mechanical engineering Produkcja biogazu Elektornika i sterowanie [Mio EUR] Koszty rozbiórki (na etapie likwidacji) Dodatkowe nakłady w przypadku, gdy do pokrycia zapotrzebowania instalacji na ciepło wykorzystywany jest surowy biogaz Razem produkcja biogazu [EUR] Instalacja do oczyszczania Oczyszczanie gazu procesowego/odlotowgo Oczyszczanie Stacja zatłaczania (kompresory, opomiarowanie, biogazu [EUR] dostosowanie wartości kalorycznej)* Odsiarczanie metodą biologiczną Koszty budowlane instalacji do oczyszczania Razem oczyszczanie biogazu [EUR] Wykorzystywanie Agregat kogeneracyjny (CHP)** biogazu [EUR] Całkowite nakłady inwestycyjne [EUR] * zgodnie z zapisami Rozporządzenia o dostępie do sieci gazowych maksymalny koszt dla producenta biometanu wynosi EUR, jeśli długość przyłącza do sieci gazowej nie przekracza 1km. ** nakłady inwestycyjne na agregat kogeneracyjny pokrywane są przez producenta energii z biogazu. Agregat kogeneracyjny moŝe być ulokowany w miejscu gdzie istnieje moŝliwość wykorzystania ciepła odpadowego. W celu zobrazowania udziału etapu oczyszczania wśród poszczególnych kategorii nakładów dane przedstawiono na wykresie. Nakłady inwestycyjne obejmujące produkcję, oczyszczanie, i wykorzystywanie biogazu dla biogazowni z instalacją do oczyszczania biogazu o wydajności 1000 Nm³/h surowego biogazu Wykorzystywanie 33% Produkcja 45% Oczyszczanie 21% 15% 3% 3% 1% Budynki i budowle, oprzyrządowanie i sterowanie, projektowanie) Agregat CHP Instalacja do oczyszczania Oczyszczanie gazu procesowego Stacja do zatłaczania do sieci Odsiarczanie (metoda biologiczna) 12

14 Wybrane dane dotyczące produkcji i ekonomiki koncepcyjnej biogazowni z instalacją do oczyszczania biogazu o wydajności 1000 Nm³/h surowego biogazu są przedstawione w poniŝszej tabeli Produkcja gazu Produkcja surowego biogazu [Nm³/h] 536 Produkcja biometanu [Nm³/h] 1000 Oczyszczanie surowego biogazu [Nm³/a] Biometan zatłaczany do sieci [Nm³/a] Koszty i przychody Koszt produkcji energii elektrycznej Bez dotacji i kredytów -24,2 [ct/kwh el ] Przychód dla operatora [EUR] Przez rok Ilość gospodarstw domowych 9700 zaopatrywanych w elektryczność* * bazujące na średnim zapotrzebowaniu na energię elektryczną 4-osobowego gospodarstwa domowego w Niemczech

15 MoŜliwości wdroŝenia technologii w Polsce W chwili obecnej Polsce nie istnieją instalacje oczyszczające biogaz do jakości gazu ziemnego i zatłaczające go do sieci gazowej. Wg danych z roku 2008 krajowe zuŝycie gazu ziemnego w Polsce wyniosło: Mio m 3. Zapotrzebowanie pokrywane jest głównie przez import z Rosji i Niemiec. Wydobycie krajowe wynosi 1699 mln m 3, co pokrywa jedynie 12,8% zapotrzebowania 17. PowyŜsze dane ukazują stopień zaleŝności Polski od zagranicznych źródeł dostaw gazu ziemnego. Wiele projektów dywersyfikacji dostaw poprzez gazociągi mające dostarczać gaz ziemny z innych niŝ istniejące źródeł, było w planach, ale Ŝaden nie wszedł w fazę realizacji. Elementem dywersyfikacji dostaw gazu ma być Terminal LNG w Świnoujściu, ale wg harmonogramu ma być on zakończony dopiero w 2014 r. Polska nie ma jeszcze wdroŝonego od strony prawnej systemu umoŝliwiającego wprowadzenie oczyszczonego biogazu (biometanu) do sieci gazowej, jednak w Ministerstwie Gospodarki trwają aktualnie prace nad ostatecznym kształtem Rozporządzenia w sprawie szczegółowego zakresu obowiązku potwierdzania danych dotyczących wytwarzanego biogazu rolniczego wprowadzonego do sieci dystrybucyjnej gazowej, regulującego tę kwestię. Dokument po ostatecznych konsultacjach musi zostać jeszcze przekazany do Komisji Europejskiej w celu uzyskania notyfikacji technicznej stąd wejście w Ŝycie rozporządzenia planowane jest na czerwiec 2011 r 18. Rozporządzenie określi techniczne aspekty produkcji biometanu i zatłaczania do sieci, jak równieŝ obowiązki producenta biometanu i operatora sieci przesyłowej gazu ziemnego oraz aspekty ekonomiczne tego przedsięwzięcia. Celem rozporządzenia jest zapewnienie ekonomicznej wykonalności instalacji i konkurencyjności w stosunku do wykorzystania biogazu z agregatach kogeneracyjnych. Główną barierą ograniczającą zastosowanie technologii w Polsce jest słaby rozwój sieci gazu ziemnego i monopolizacja sektora. Dominującą pozycję rynkową posiada grupa PGNiG obejmująca 98% rynku ogółem (w produkcji, transporcie i sprzedaŝy). Poza PGNiG działa 30 mniejszych podmiotów, które dystrybuują i sprzedają gaz, jednak ich udział wynosi jedynie 2% 19. Polska sieć gazu ziemnego nie dociera w wiele regionów Polski. W przypadku tych obszarów interesującą alternatywą mogłyby być lokalne sieci zaopatrywane w biometanu. Takie rozwiązanie zastosowano w Szwecji, która jest przykładem kraju z bardzo ograniczoną Curkowski A., Mroczkowski P., Oniszk-Poplawska A., Zowsik M., Wiśniewski G., Przewodnik dla inwestorów zainteresowanych budowa biogazowni rolniczych, EC BREC Instytut Energetyki Odnawialnej, 2009, s.13:

16 siecią dystrybucyjną. Produkowany biometan wykorzystywany jest tam jako paliwo dla samochodów oraz w lokalnych sieciach gazowych 20. W przypadku wykorzystywania biometanu jako paliwa dla pojazdów, stacja tankowania zlokalizowana jest zazwyczaj obok instalacji oczyszczającej biogaz. Alternatywnie biometan przybierający po skompresowaniu formę ciekłą moŝe być transportowany cięŝarówkami do miejsca jego wykorzystania. Biometan najłatwiej wykorzystać w pojazdach z silnikami benzynowymi. Konieczne są modyfikacje układu wtryskowego i zainstalowanie specjalnego zbiornika. Po dokonaniu tych modyfikacji pojazdy mogą być zasilane zarówno biogazem jak i gazem ziemnym. 20 Curkowski A., op. cit., s

17 Podsumowanie Oczyszczanie biogazu daje nowe moŝliwości jego wykorzystania. Po pierwsze biometanu po zatłoczeniu do sieci gazowej moŝe być wykorzystany w innym miejscu niŝ jest produkowany. Siec gazu ziemnego pełni rolę magazynu (bufora), co jest zaletą przy bilansowaniu produkcji energii. Zatłaczanie biometanu umoŝliwia jego sprzedaŝ przez cały rok wszystkim uŝytkownikom sieci gazowej. Ponadto otwierają się moŝliwości sprzedaŝy biometanu na nowych rynkach, nie tylko krajowych i otrzymanie potencjalnie wyŝszych cen niŝ na lokalnym rynku. W przypadku masowej skali produkcji zwiększona zostaje niezaleŝność energetyczna. NaleŜy wziąć pod uwagę równieŝ aspekty ograniczające wdroŝenie oczyszczania i zatłaczania gazu. Instalacja produkująca, oczyszczająca i zatłaczająca biogaz powinna być zlokalizowana blisko sieci gazowej, co limituje ilość moŝliwych do zrealizowania projektów. Jako Ŝe koszt jednostkowy produkcji energii elektrycznej znacząco spada wraz z wielkością strumienia oczyszczanego biogazu (efekt skali), oczyszczanie nie jest opłacalne w przypadku małych instalacji. Z kolei realizacja duŝej biogazowni stwarza problemy w znalezieniu odpowiadającej lokalizacji zarówno z dostępem do sieci gazowej i jednocześnie wystarczającą ilością dobrej jakości tanich w pozyskaniu substratów. Mimo istniejących ograniczeń projekty tego typu powinny być realizowane w Polsce. Jest to efektywne rozwiązanie w przypadku, gdy na miejscu produkcji biogazu ciepło odpadowe nie moŝe być wykorzystane. Realizacja projektów na masową skalę pozwoliłaby na zdywersyfikowanie źródeł produkcji energii, zwiększenie niezaleŝności Polski przy pomocy innowacyjnej technologii. 16

18 Biografia: 1. Beil M., Scholwin F., Urban W., BIOMON Evaluierung der Biomethanbereitstellung, -verteilung und nutzung in Deutschland durch ein Marktmonitoring, Beil M., Biogas upgradeing to biomethane. Biogasmax final workshop, Brussels Presentation. 3. Curkowski A., Mroczkowski P., Oniszk-Poplawska A., Zowsik M., Wiśniewski G., Przewodnik dla inwestorów zainteresowanych budowa biogazowni rolniczych, EC BREC Instytut Energetyki Odnawialnej, 2009, s.13: 4. Girod K., Lohmann H., Urban W., Abschlussbericht für das BMBF-Verbundprojekt Biogaseinspeinsung. Band 4: Technologien und Kosten der Biogasaufbereitung und einspeisung in das Erdgasnetz. Ergebnisse der Markethebung , Grope J., Scholwin F., Biogasaufbereitung auf Erdgasqualität Technologien und deren Bewertung., Presentation T.R.E.N.D, Hamburg. 6. Herr M., Lermen A., Rostek S., Biogaspartner a joint initiative. Deutsche Energie- Agentur GmbH, Kahn R., Biogasaufbereitung durch organisch physykalisch Wäsche mit dem HAASE BiogasVerstärker, Biogas upgradeing to biomethane Hanauer Dialog, Proceedings, Dialog_Tb.pdf 9. Monitoring zur Wirklung des Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) auf die entwicklung der Stromerzeugung aus Biomasse. Zwischenbericht, Deutsches BiomasseForschungsZentrum, Marz National Renewable Action Plan for Germany: _energy_action_plan_germany_en.pdf 11. National Renewable Action Plan for Poland: _energy_action_plan_poland_en.pdf 12. Rapp M The role of biogas in the EWE s E3., Presentation prelected at 2 nd International Biogas Seminar BIOGAZ 2010, Warsaw

19 13. Scholwin F., Present state and development of technologies for treatment of biogas to the natural gas grade. 19 Annual Meeting of Fachverband Biogas e.v. Conference Proceedings, Seebach A., Progress report of the pioneering project and 5 years management of biomethane projects, 19 Annual Meeting of Fachverband Biogas e.v. Conference Proceedings, Strahl J., Buchhorn M., Daniel-Gromke J., Biogas Resource Assessment for the United Kingdom, Final Report, German Biomass Research Centre,