W polskim interesie jest, aby Pakiet 3×20 został wdrożony

Wykonałem w ostatnim czasie wiele szacunkowych analiz odnośnie tego, co naprawdę oznacza dla Polski wypełnienie celu dotyczącego energii odnawialnej, zapisanego w projekcie dyrektywy z 23 stycznia 2008 r. Otóż 15-procentowy udział na rynku energii końcowej w 2020 r. oznacza z bardzo dużym prawdopodobieństwem, graniczącym z pewnością, roczny wolumen energii odnawialnej nie większy niż 100 TWh. Z takim zapotrzebowaniem skonfrontowałem, znowu wykonując wiele szacunkowych analiz, potencjalne polskie zasoby energii odnawialnej. Otóż w perspektywie 2020 r. możemy mieć rocznie z energetyki wiatrowej ok. 20 TWh, a z elektrowni wodnych ok. 6 TWh. Potencjał najistotniejszego segmentu energetyki odnawialnej, tzn. rolnictwa energetycznego, szacuję, uwzględniając zarówno bezpieczeństwo żywnościowe Polski, jak i wymagania związane z ochroną bioróżnorodności, na nie mniej niż 140 TWh. Dlatego wynik konfrontacji jest całkowicie jednoznaczny. Polska jest w stanie wypełnić cel Pakietu 3×20 dotyczący energii odnawialnej z wielką nadwyżką. Więcej, jest w polskim interesie, aby Pakiet 3×20 został wdrożony, bo Polska ma wielką potencjalną przewagę konkurencyjną w zakresie rozszerzania (do 2020 r.) produkcji energii odnawialnej za pomocą mechanizmów tego Pakietu.

Oczywiście, niezależnie od podanych oszacowań zawsze pozostaje problem weryfikacji założeń przyjętych do analiz, które mają charakter modelowy. Chodzi tu zwłaszcza o odwołanie się do postępującej uniwersalizacji technologiczno-paliwowej i tezę, że na wszystkich trzech rynkach końcowych, tzn. energii elektrycznej, ciepła i paliw transportowych, paliwem odnawialnym pozyskiwanym z obszaru rolnictwa energetycznego będzie biogaz/biometan produkowany z roślin energe­tycznych. Dalsze założenia były następujące.

Po pierwsze, założono zastosowanie najefektywniejszej obecnie biotechnologii, mianowicie zgazowania fermentacyjnego roślin energetycznych, z dodatkiem substratów w postaci biomasy odpadowej z produkcji rolnej oraz z przetwórstwa rolno-spożywczego, i wykorzystanie biogazu lub biometanu (uzyskiwanego po oczyszczeniu biogazu). To założenie jest ostrożne (prawdopodobnie do 2020 r. nastąpi komercyjne wdrożenie znacznie bardziej efektywnych biotechnologii, czyli zgazowania zielonej celulozy oraz bezpośredniej produkcji wodoru z biomasy).

Po drugie, dla zwiększenia przejrzystości analiz przyjęto zastosowanie tylko wybranych technologii energetycznych. A są nimi: wykorzystanie bezpośrednie biogazu uzyskiwanego z upraw energetycznych (biogazownie zintegrowane technologicznie z agregatami kogeneracyjnymi), zatłaczanie biometanu do sieci gazu ziemnego (rozdzielenie produkcji biometanu oraz wytwarzania skojarzonej energii elektrycznej i ciepła), zastosowanie aż do pełnego wykorzystania potencjału produkcji ciepła i energii elektrycznej agregatów kogeneracyjnych, zapewniających łączną sprawność konwersji energii pierwotnej na energię końcową u odbiorców energii elektrycznej i ciepła wynoszącą 85%. Ponadto użycie poza potencjałem produkcji skojarzonej kotłów gazowych, zapewniających łączną sprawność konwersji energii pierwotnej na ciepło u odbiorcy wynoszącą 95%, oraz używanie samochodów CNG w miejsce pojazdów zasilanych mieszankami paliw tradycyjnych i biopaliw płynnych, przy uwzględnieniu zmniejszonej o 20% sprawności wykorzystania paliwa transportowego, czyli biometanu w stosunku do mieszanek płynnych.

Po trzecie, krajowy potencjał ciepła produkowanego z biometanu w skojarzeniu określono na podstawie struktury produkcji charakterystycznej dla gazowego agregatu kogeneracyjnego o mocy poniżej 1 MW_el. Przyjęto, że energia elektryczna stanowi 35% w bilansie paliwa pierwotnego, a ciepło 50% (straty stanowią 15% w paliwie pierwotnym). Potencjał kogeneracji w Polsce oceniany jest na ok. 3 tys. MW_El. Daje to możliwość, przy czasie użytkowania mocy szczytowej wynoszącym 6 000 h/rok, wykorzystania rocznie ok. 44 TWh energii odnawialnej (na rynku energii końcowej) z segmentu rolnictwa energetycznego do produkcji energii elektrycznej i ciepła (odpowiednio 18 TWh i 26 TWh) w skojarzeniu. Zakłada się, że energia odnawialna z segmentu rolnictwa energetycznego ponad ten poziom będzie wykorzystywana do produkcji ciepła.

Po czwarte, ustalono wydajność energetyczną upraw rolnych w 2020 r. na poziomie 80 MWh z ha w paliwie pierwotnym. Przy tym podkreśla się, że taką wydajność możliwą do osiągnięcia w korzystnych warunkach klimatycznych i przy braku ograniczeń dotyczących stosowania płodozmianu ostrożnie traktuje się jako obliczeniową (na ha obliczeniowy). Tę wydajność koryguje się (obniża nawet dwukrotnie) w celu wytyczenia rzeczywistej powierzchni ziemi, którą należy uwzględnić w bilansie polskich zasobów areałów uprawnych (łącznie z ziemią wyłączoną systemowo z upraw, aby ograniczyć produkcję żywnościową na mocy Wspólnej Polityki Rolnej).

Przy poczynionych założeniach Polska potrzebuje ok. 0,33 mln ha obliczeniowych do pokrycia wymaganego udziału energii odnawialnej na rynku paliw transportowych, 0,65 mln ha na rynku skojarzonej produkcji energii elektrycznej i ciepła oraz ok 0,08 mln ha na rynku ciepła produkowanego w kotłowniach. Razem jest to ok. 1,06 mln ha obliczeniowych. Po skorygowaniu otrzymuje się powierzchnię ziemi na potrzeby rolnictwa energetycznego, wynoszącą ok. 4 mln ha rzeczywistych. Uwzględniając cały areał ziem uprawnych (łącznie z ugorami i gruntami odłogowanymi), którym dysponuje Polska, czyli ok. ponad 18 mln ha rzeczywistych, widać, że rolnictwo energetyczne potrzebowałoby mniej niż 25% zasobów.

Utworzony z Pana inicjatywy i pod Pana kierownictwem Klaster 3×20 podjął się koordynacji podmiotów działających na rzecz realizacji pakietu. Jak Pan sądzi, czy uda się w okresie do 2020 r. nadrobić wszystkie zaległości i zaniedbania we wdrażaniu OZE?

Jestem przekonany, że zaniedbania w rozwoju OZE uda się nadrobić, jeśli nawet nie w pełni (z tego powodu, że oprócz szans występują przecież liczne zagrożenia), to w bardzo dużym stopniu. Dlatego wysiłek na rzecz stworzenia platformy takiej jak Klaster 3×20 jest całkowicie zasadny.

Klaster 3×20 to inicjatywa, która uzupełnia inne liczne przedsięwzięcia w obszarze energetyki odnawialnej. Bez wątpienia wyróżniającym się przykładem wśród nich jest miesięcznik „Czysta Energia”, o wysokiej, ustabilizowanej już pozycji, realizujący ważne funkcje popularyzatorskie, oddziałujący na szerokie spektrum zainteresowanych rozwojem energetyki odnawialnej, w tym na dostawców technologii i urządzeń dla energetyki odnawialnej. Z drugiej strony jest to np. ostatnio utworzona Polska Rada Koordynacyjna OZE, ukierunkowana głównie na włączenie środowisk stowarzyszeniowych w działania na rzecz ulepszania regulacji prawnych w taki sposób, aby obiektywnie służyły one zdrowemu rozwojowi energetyki odnawialnej.

Klaster 3×20 skupia się na energetyce, którą do 2020 r. będą kształtować mechanizmy Pakietu energetyczno-klimatycznego 3×20. Jest to energetyka o bardzo wielkim potencjale inwestycyjnym (potencjalne nakłady inwestycyjne na same tylko biogazownie zintegrowane technologicznie ze źródłami kogeneracyjnymi szacuje się na 60 mld zł).

Inną sprawą jest konwergentność energetyki, którą będą wytwarzać mechanizmy Pakietu 3×20. Wielka nowa konsolidacja kompetencji (know-how) i biznesów, naruszająca granice dotychczasowych sektorów (elektroenergetyka, ciepłownictwo, gazownictwo, sektor paliw płynnych, górnictwo), będzie postępować w naturalny sposób za rozwojem technologii gazowych i biomasowej energetyki odnawialnej. Ta nowa konsolidacja obejmie także sferę użytkowania energii łącznie na wszystkich trzech rynkach energii końcowej (energii elektrycznej, ciepła, paliw transportowych).

Z tego punktu widzenia cztery obszary uważamy w Klastrze 3×20 za szczególnie ważne. Są to: po pierwsze – obszar samych technologii, po drugie – końcowych rynków energii, po trzecie – paliw i po czwarte – obszar biznesów. O ostatnim z nich chciałbym powiedzieć więcej. Tu największe znaczenie miały dotychczas przekształcenia (fuzje, przejęcia itp.), których wynikiem jest bardzo szybki wzrost, zwłaszcza w Europie, wielkich grup elektroenergetyczno-gazowych. Jednak wyraźne są już także inne bardzo silne trendy. W ich wyniku powstają nowe rozwiązania organizacyjne (nowe segmenty biznesowe). W szczególności są to niezależne „sieci” małych, lokalnych przedsiębiorstw multienergetycznych. Chodzi tu o proces postępującego „usieciowienia” organizacyjno-kapitałowego, czyli o budowę dużych sieci małych przedsiębiorstw multienergetycznych, które powstają w wyniku rozszerzania działalności tradycyjnych przedsiębiorstw ciepłowniczych na lokalne rynki energii elektrycznej i gazu ziemnego. Ponadto zalicza się tu „sieci” małych przedsiębiorstw produkujących zieloną energię elektryczną, czyli sieci tworzone w bardzo elastyczny sposób, m.in. z zastosowaniem powiązań kontraktowych, ale także kapitałowych, przez tradycyjnych, wielkich producentów energii elektrycznej. Oprócz tego kwalifikują się tu elektrownie wirtualne, czyli sieci małych źródeł wytwórczych na rynku energii elektrycznej. Charakterystyczne jest tu zintegrowane sterowanie technologiczne oraz zintegrowane zarządzanie na rynku energii elektrycznej małymi źródłami o zróżnicowanych właściwościach, wzajemne się dopełniających, takich jak: elektrownie wiatrowe, szczytowe elektrownie gazowe, źródła kogeneracyjne czy elektrownie wodne. Kolejne rozwiązanie to energetyka rozproszona, ukierunkowana na utylizację odpadów w rolnictwie i w przemyśle rolno-spożywczym oraz generalnie w przemysłach obciążających środowisko naturalne, a także nastawiona na utylizację śmieci w sektorze komunalnym. W obszarze tego rodzaju energetyki rozproszonej charakterystyczne są przede wszystkim źródła kogeneracyjne, a z punktu widzenia know how zagadnienia biotechnologiczne okazują się na ogół znacznie trudniejsze do rozwiązania niż kwestie energetyczne. Wskazać też należy na rolnictwo energetyczne, czyli segment upraw energetycznych na potrzeby produkcji biopaliw oraz biogazu/biometanu. Jest to bez wątpienia segment rolnictwa o bardzo wielkich perspektywach, stanowiący potencjalne źródło najistotniejszych zmian strukturalnych, mianowicie zmieniający strukturę cen żywności i energii oraz zbliżający poziom konkurencji w dostawach energii do poziomu konkurencji w dostawach żywności.

Zadaniem Klastra 3×20 jest integracja środowisk wszystkich czterech wymienionych obszarów, w tym biznesowego, szerzej scharakteryzowanego, w celu realizacji celów Pakietu 3×20 wg formuły „złotego trójkąta”, obejmującego biznes, samorządy i naukę. Dotychczasowe (od grudnia 2007 r.) doświadczenia związane z funkcjonowaniem Klastra 3×20 wskazują na duży potencjał tej formuły. Dlatego będziemy konsekwentnie ją wspierać.

 Rząd złożył odwołanie od nałożonych nam celów, ale czy słusznie?

Uważam, że polski rząd powinien działać na rzecz wdrożenia Pakietu w pierwotnej wersji, tzn. na rzecz utworzenia jednolitego rynku certyfikatów zielonych. Jeśli istnieje opór ze strony innych krajów członkowskich, które mają relatywnie mniejsze potencjalne zasoby własne energii odnawialnej możliwe do wykorzystania na rzecz realizacji ich celów narodowych, to oczywiście jest to ograniczenie, które trzeba brać pod uwagę. Ale polskie możliwości wypełnienia celu określonego w projekcie dyrektywy dotyczącej wykorzystania energii odnawialnej nie budzą wątpliwości. Dlatego nasz kraj nie powinien tworzyć koalicji z Niemcami i Wielką Brytanią po to, aby blokować (połowa 2008 r.) bardzo korzystne dla siebie rozwiązanie, natomiast niekorzystne dla Niemiec. Tym rozwiązaniem jest właśnie jednolity unijny rynek zielonych certyfikatów.

Porównanie potencjału rolnictwa energetycznego polskiego i niemieckiego w aspekcie celów Pakietu energetyczno-klimatycznego 3×20 jest tu bardzo wymowne. Mianowicie niemiecki potencjał rolnictwa energetycznego jest ok. sześciokrotnie mniejszy od niemieckiego celu. Z kolei Polski potencjał jest większy od polskiego celu. Zatem cena krańcowa certyfikatów zielonych na rynku unijnym, w dużym stopniu zależna od nierównowagi bilansowej charakterystycznej dla Niemiec, byłaby na jednolitym rynku wysoka. W takiej sytuacji polskie nadwyżki certyfikatów zielonych można by sprzedać na tym rynku bardzo korzystnie. Dlatego wykorzystanie tej szansy, a nie sojusz polsko-niemiecki na rzecz jej zablokowania jest polską racją stanu. Rozwiązanie wynikające z tej racji stanu (z innymi towarzyszącymi rozwiązaniami) powinniśmy starać się wdrożyć w czasie polskiej prezydencji w UE (2011 r.).

Co tak naprawdę przeszkadza nam w tym, abyśmy nasze zasoby energii odnawialnej wykorzystywali skuteczniej? Tego, że są one duże i wystarczające, aby sprostać oczekiwaniom UE, nikt przecież nie neguje. Rząd mówi: „energia odnawialna tak, ale później”. Dlaczego tak się dzieje?

Podstawowe znaczenie ma tu zagrożenie dla wielkoskalowej, konserwatywnej energetyki korporacyjnej (branżowej), która nie chce i jest też na razie niezdolna do funkcjonowania na nowym obszarze, gdzie czeka ją realna konkurencja ze strony niezależnych inwestorów, a nie nominalna, zapisana w martwych regulacjach (jak to jest obecnie). Inaczej mówiąc, na już osiągniętym etapie rozwoju technologicznego i przygotowań unijnych dotyczących wdrożenia Pakietu energetyczno-klimatycznego 3×20 główną przeszkodą są polskie regulacje prawne, uwzględniające głównie doświadczenia tradycyjnej elektroenergetyki i w niewielkim stopniu rynku paliw transportowych. Obecnie zielona energia elektryczna, energia produkowana w skojarzeniu i biopaliwa płynne (etanol, estry) są przedmiotem zupełnie różnych systemów wspomagania. Istotą systemu wspomagania zielonej energii elektrycznej i energii produkowanej w skojarzeniu są opłaty zastępcze i certyfikaty. Mechanizm wsparcia biopaliw osadzony jest natomiast w systemie podatku akcyzowego. W warunkach postępującej uniwersalizacji technologicznej taki system nie może być rozwijany. Mało tego, nie może być nawet podtrzymywany, dlatego musi być redukowany. Dlatego cały nasz narodowy system wsparcia OZE bardzo pilnie wymaga zarówno doraźnej naprawy, jak i gruntownej przebudowy.

W szczególności w najbliższych latach ważne jest to, czy biomasa będzie elementem atrakcyjnego biznesu (pod względem zysków wynikających ze szkodliwej regulacji prawnej) tylko dla wielkiej elektroenergetyki, nawet w przypadkach bezsensownych z punktu widzenia energetycznego (współspalanie w elektrowniach kondensacyjnych z kotłami pyłowymi), czy też zostanie efektywnie wykorzystana w energetyce rozproszonej. Odpowiedź na to pytanie jest jednoznaczna – biomasa powinna być skierowana do segmentu energetyki rozproszonej, na rynek ciepła i na rynek paliw transportowych.

Aby to uczynić, trzeba niezwłocznie uchylić komunikat Prezesa URE z 31 maja 2007 r., uniemożliwiający inwestorom wynagrodzenie z tytułu dwóch certyfikatów (zielonego i żółtego) w przypadku produkcji skojarzonej energii elektrycznej i ciepła w biogazowniach skojarzonych technologicznie ze źródłami kogenracyjnymi (ta sprawa, świadcząca o całkowitej indolencji Ministerstwa Gospodarki, ma już wymiar symboliczny dla inwestorów).

Potem trzeba zmierzać do przebudowy (w ciągu dwóch, trzech lat) narodowego systemu wsparcia OZE w kierunku systemu certyfikacji zielonej energii elektrycznej (elektrownie wodne przepływowe, elektrownie wiatrowe, ogniwa fotowoltaiczne), zielonego ciepła (kolektory słoneczne, pompy cieplne, technologie geotermalne), zielonego gazu (biogaz z upraw rolniczych, z przetwórstwa rolno-spożywczego, z oczyszczalni ścieków, ze składowisk śmieci) i zielonej benzyny (etanol, estry), z kalibracją certyfikatów mającą podstawę w jednolitej internalizacji kosztów zewnętrznych: przede wszystkim środowiska, ale także sieciowych, nadzatrudnienia, usług systemowych i innych.

Taki system pozwoli w krótkim czasie zobiektywizować alokację energii odnawialnej na trzy rynki końcowe. Przy tym generalna zasada kalibracji certyfikatów powinna być w tym przypadku osadzona w uniwersalnej, rynkowej metodzie kosztów unikniętych oraz koncepcji internalizacji kosztów zewnętrznych. Zatem ogólne założenia do modeli analitycznych należy formułować następująco: zielona energia elektryczna wypiera (oczywiście tylko wtedy, kiedy jest konkurencyjna) energię elektryczną czarną (po włączeniu do rachunku kosztów: kosztów środowiska, opłat przesyłowych, a także kosztów usług systemowych), zielone ciepło wypiera ciepło czarne, zielona benzyna wypiera paliwa transportowe czarne (benzynę, olej napędowy), zielony gaz wypiera gaz ziemny, paliwa transportowe czarne i zieloną benzynę. Wypieranie na rynku następuje generalnie w oparciu o koszty krańcowe. Na rynku paliw i sieciowych nośników energii często jest to jednak jeszcze wypieranie w oparciu o koszty przeciętne. Zatem w metodzie kalibracji (certyfikatów zielonej energii elektrycznej, zielonego ciepła, zielonej benzyny, zielonego gazu) trzeba dla potrzeb zasady kosztów unikniętych określić zintegrowane technologie krańcowo-przeciętne.

Później (po 2012 r., kiedy wyeliminowane zostaną darmowe uprawnienia do emisji CO₂) trzeba przejść do systemu inkorporacji kosztów zewnętrznych (w postaci kosztów środowiska naturalnego) do kosztów paliwa (węgla kamiennego, węgla brunatnego, gazu ziemnego). Należy też przejść do systemu kosztów referencyjnych dostawy energii (energii elektrycznej i ciepła) do odbiorców końcowych, czyli tych uwzględniających koszty sieciowe i usług systemowych.

System ten ma wiele fundamentalnych zalet. Po pierwsze, jest bardzo prosty i wiarygodny. Wynika to zwłaszcza z faktu, że system handlu węglem kamiennym stanowi część systemu powszechnego (z dobrze rozwiniętą infrastrukturą pobierania podatków: VAT i akcyzowego). W przypadku węgla brunatnego, który jest przedmiotem handlu między kopalniami a elektrowniami od początku lat dziewięćdziesiątych, infrastruktura do inkorporowania kosztów środowiska do kosztów tego węgla również praktycznie istnieje. Podobnie infrastruktura do inkorporowania kosztów środowiska do kosztów gazu ziemnego, sprzedawanego odbiorcom końcowym. Po drugie, z prostoty i wiarygodności systemu w obrocie hurtowym oraz detalicznym wynika to, że jest on jednakowo użyteczny dla energetyki wielkoskalowej i rozproszonej, dla elektroenergetyki, ciepłownictwa, a także transportu. Ta uniwersalność systemu jest bez wątpienia nową jakością, zbliżającą rynek paliw i energii do zwykłych rynków z silną konkurencją. Po trzecie, w systemie inkorporowania kosztów środowiska do kosztów paliwa unika się bardzo złożonych procedur certyfikacji, a także konieczności koncesjonowania wielu działalności, np. koncesjonowania źródeł odnawialnych i źródeł skojarzonych. Bez wątpienia obniża to koszty energii końcowej (w wyniku działania dwóch mechanizmów: likwidacji kosztów certyfikacji oraz wzmocnienia konkurencji). Po czwarte, system mógłby niezwykle efektywnie napędzać rozwój technologiczny i rynkową konkurencję, a w rezultacie zapewnić naturalny/rynkowy sposób realizacji dwóch podstawowych celów Pakietu energetyczno-klimatycznego 3×20, którymi są redukcja zużycia paliw pierwotnych i redukcja emisji CO₂.

Obecnie skłaniamy się, nie wyczerpawszy wszystkich możliwości produkcji paliw I generacji, do zrobienia kolejnego kroku, tj. produkcji paliw II generacji. Jak wygląda podział paliw na te generacje, proszę je sklasyfikować.

Współcześnie znaczenie paliw I, II i III generacji należy rozpatrywać głównie w kontekście rolnictwa energetycznego i lasów energetycznych oraz w odniesieniu do utylizacji odpadów w gospodarce komunalnej, rolnictwie żywnościowym i przetwórstwie rolno-spożywczym. Postęp w dziedzinie pozyskiwania takich paliw będzie miał fundamentalne znaczenie z punktu widzenia zarządzania bezpieczeństwem energetycznym w perspektywie do 2020 r., a z dużym prawdopodobieństwem nawet do 2030 r.

Jednoznaczne zakwalifikowanie do poszczególnych generacji paliw pozyskiwanych z rolnictwa energetycznego i z lasów energetycznych oraz z utylizacji odpadów w rolnictwie żywnościowym i w przetwórstwie rolno-spożywczym, a także z utylizacji odpadów biodegradowalnych w gospodarce komunalnej (dalej określanych łącznie biopaliwami) nie jest jednak jeszcze możliwe. Najwięcej kłopotów sprawia przy tym definicja paliw II generacji. Rolnicy na ogół definiują je jako te, których produkcja nie jest konkurencyjna względem produkcji żywności. Energetycy natomiast jako te, które mają wysoki (np. 1,6) stosunek energii na wyjściu z procesu do energii włożonej w procesie pozyskiwania paliwa.

W świetle obydwóch wymienionych kryteriów biopaliwa płynne (etanol i estry) produkowane obecnie z ziarna zbóż (takich jak kukurydza, pszenica i inne) oraz z rzepaku są jednoznacznie paliwami pierwszej generacji, bo ich wytwarzanie dokonuje się w bezpośredniej konkurencji do produkcji żywności, a stosunek energii zawartej w tych paliwach do energii włożonej w proces ich pozyskiwania wynosi ok. 1. Powstaje natomiast trudność w odpowiedzi na pytanie, do której generacji zaliczyć biogaz? Na przykład w klasyfikacji europejskiej jest on zaliczany zarówno do paliw pierwszej, jak i drugiej generacji. W pierwszym segmencie są: gaz wysypiskowy, z oczyszczalni ścieków, z biogazowni utylizujących odpady rolnicze i z przetwórstwa rolno-spożywczego. W drugim segmencie będą natomiast (po skomercjalizowaniu technologii, obecnie ciągle jeszcze tylko demonstracyjnych) paliwa gazowe (także płynne) ze zgazowania (upłynniania) celulozy w postaci słomy, drewna, wytłoków z trzciny cukrowej itp.

Jeśli chodzi o biogaz produkowany z całych roślin energetycznych zielonych (takich jak kukurydza, buraki pastewne/półcukrowe i inne) w procesie zgazowania biologicznego (fermentacyjnego) i ewentualnie oczyszczony do postaci gazu ziemnego wysokometanowego, to proponuję, aby kwalifikować go do paliw drugiej generacji. Stosunek energii zawartej w tym paliwie do energii włożonej w procesie jego pozyskiwania jest duży, wynosi na ogół ponad 1,6. Ponadto konkurencja między produkcją tego paliwa a żywności ma charakteru pośredni (dotyczy zasobów ziemi), a nie bezpośredni (na rynku zbożowym).

Wodór wytwarzany (w przyszłości) bezpośrednio z biomasy, bez przechodzenia przez fazę gazową, będzie jednoznacznie paliwem III generacji.

Obecnie hitem stał się biogaz produkowany w biogazowniach rolniczych. Pan również wiąże z nim wielkie nadzieje. Proszę o uzasadnienie.

Do niedawna na biogazownie rolnicze patrzyliśmy wyłącznie przez pryzmat ich technologicznej integracji ze źródłami kogeneracyjnymi oraz certyfikatów sprzężonych z produkcja energii elektrycznej. Nawet wówczas atrakcyjność rolnictwa energetycznego nie budziła wątpliwości. Obecnie, kiedy postrzegamy paliwa drugiej generacji z szerszej perspektywy, powinniśmy też być bardziej otwarci na zmiany w narodowym systemie wsparcia OZE (w tym na implementację koncepcji zielonej energii elektrycznej, zielonego ciepła, zielonego gazu i zielonej benzyny), gdyż atrakcyjność rolnictwa energetycznego znacznie jeszcze wzrosła.

 Krótkofalowo rolnictwo energetyczne skutecznie skompensuje brak reelektryfikacji wsi, czyli programu zapowiadanego od lat przez kolejne rządy, ale w ogóle pozbawionego realizacji (przede wszystkim dlatego, że w warunkach rynkowych reelektryfikacja wsi jest praktycznie niewyobrażalna). Zatem krótkofalowo rolnictwo energetyczne ograniczy pogłębiającą się barierę rozwojową wsi, polegającą na nieadekwatności (do szybko rosnących potrzeb) infrastruktury w postaci wiejskich sieci elektroenergetycznych. Ponadto umożliwi ono milionom mieszkańców wsi uczestnictwo w korzyściach z przebudowy energetyki, w szczególności wskutek większej konkurencyjną.

Długofalowo rolnictwo energetyczne zapewni polskiej wsi włączenie się w jeden z wielkich obszarów innowacyjności gospodarki w ogóle. Będzie to wynikać m.in. stąd, że skala inwestycji jednostkowych w rolnictwie energetycznym jest stosunkowo niewielka (nakłady na takie inwestycje są najczęściej rzędu dziesięciu milionów złotych). Zatem w początkowej fazie rozwoju rolnictwa energetycznego będzie możliwe podmiotowe uczestnictwo w jej rozwoju małych inwestorów, na skalę pojedynczych wsi. Jest to oczywiście niemożliwe w energetyce dużej skali. Szacuje się, że rozwój energetyki rozproszonej (biogazowni i systemów kogeneracyjnych) w gminach rolniczych może spowodować napływ komercyjnych inwestycji na obszary wiejskie, szacowanych na 50 mld zł do 2020 r. To upodmiotowi na trwałe wieś w obszarze elektroenergetyki i ciepłownictwa. Oczywiście rolnictwo energetyczne, w części stanowiącej bazę surowcową dla przemysłu biopaliw umożliwi mieszkańcom wsi uczestnictwo w korzyściach ze zmiany struktury rynku paliw dla potrzeb transportu.