Wdrażanie rozwiązań opartych na gazie ziemnym – takich jak układy kogeneracyjne, wysokosprawne kotły czy instalacje technologiczne – w wielu zakładach przemysłowych napotyka istotne ograniczenia infrastrukturalne. Kluczową barierą jest często brak dostępu do sieci gazowej lub niewystarczająca przepustowość istniejącej infrastruktury. W takich warunkach coraz częściej analizowaną opcją staje się LNG (Liquefied Natural Gas), czyli skroplony gaz ziemny, który umożliwia wykorzystanie paliwa gazowego bez konieczności realizacji kosztownego i czasochłonnego przyłącza.

Charakterystyka LNG i różnice względem gazu sieciowego

LNG to gaz ziemny – w przeważającej mierze metan – schłodzony do temperatury około -162°C, w której przechodzi w stan ciekły. Proces skraplania powoduje redukcję objętości paliwa nawet około 600-krotnie, co znacząco ułatwia jego transport i magazynowanie.

Pod względem chemicznym LNG nie różni się zasadniczo od gazu ziemnego dostarczanego siecią. Odmienności dotyczą głównie parametrów fizycznych oraz sposobu dystrybucji. Skroplony gaz charakteryzuje się zwykle:

• wysokim stopniem czystości (z reguły wyższą niż gaz sieciowy),
• stabilnym składem (dominacja metanu przy śladowych ilościach cięższych frakcji),
• korzystną wartością opałową, często nieco wyższą niż w przypadku gazu rurociągowego.

Dzięki temu po procesie regazyfikacji LNG może zasilać standardowe urządzenia gazowe stosowane w przemyśle, takie jak jednostki kogeneracyjne, piece czy instalacje suszarnicze.

"Z punktu widzenia instalacji przemysłowych oznacza to, że po procesie regazyfikacji LNG może być wykorzystywany dokładnie w tych samych urządzeniach co gaz ziemny – w tym w jednostkach kogeneracyjnych, piecach czy suszarniach. W praktyce jednak wymaga to zastosowania odpowiedniej infrastruktury technicznej, czyli tzw. stacji LNG. Jest to instalacja, której zadaniem jest odbiór skroplonego gazu dostarczanego autocysternami, jego magazynowanie w zbiornikach kriogenicznych oraz przekształcenie w stan gazowy poprzez proces regazyfikacji.” - komentuje Przemysław Kurylas, Dyrektor Operacyjny DB Energy.

Tego typu instalacje realizują odbiór paliwa dostarczanego autocysternami, jego przechowywanie w zbiornikach kriogenicznych oraz przekształcenie do fazy gazowej. Dodatkowo wyposażone są w układy regulacji ciśnienia, pomiaru oraz systemy bezpieczeństwa, zapewniające stabilne i ciągłe zasilanie odbiorników końcowych. W Polsce obserwuje się systematyczny rozwój tego typu infrastruktury, zarówno w kontekście transportu ciężkiego, jak i zastosowań przemysłowych.

Stacje tankowania LNG w Polsce, kwiecień 2026. Opracowanie: DB Energy, Źródło: Exerters

Uwarunkowania zastosowania LNG w przemyśle

Zastosowanie LNG jest szczególnie uzasadnione w określonych przypadkach. Podstawowym scenariuszem jest brak możliwości technicznego przyłączenia do sieci gazowej – na przykład ze względu na znaczną odległość od infrastruktury przesyłowej lub ograniczoną dostępność mocy. W takich sytuacjach budowa gazociągu bywa ekonomicznie nieuzasadniona lub trudna do realizacji w krótkim czasie.

Drugim istotnym czynnikiem jest potrzeba szybkiego wdrożenia instalacji gazowej. Proces przyłączeniowy może trwać kilka lat, natomiast system LNG można uruchomić w perspektywie kilkunastu miesięcy. W praktyce oznacza to możliwość wcześniejszego rozpoczęcia pracy instalacji, np. układów kogeneracyjnych.

LNG bywa również analizowane w projektach, gdzie koszty przyłącza byłyby nieproporcjonalnie wysokie względem skali zużycia. Należy jednak uwzględnić ograniczenia operacyjne – dostawy LNG wymagają wcześniejszego planowania wolumenów, co może ograniczać elastyczność w przypadku zmiennego zapotrzebowania.

W kontekście bezpieczeństwa energetycznego LNG może pełnić funkcję źródła rezerwowego. Warto jednak podkreślić, że jego magazynowanie wiąże się ze specyficznymi wymaganiami technicznymi. Paliwo przechowywane jest w temperaturze kriogenicznej, co wymusza stosowanie zaawansowanych zbiorników izolowanych termicznie.

Zbiorniki te mają konstrukcję dwuścienną i są wyposażone w systemy kontroli parametrów pracy. Pomimo wysokiej jakości izolacji nie da się całkowicie wyeliminować dopływu ciepła z otoczenia, co prowadzi do powstawania tzw. boil-off gas. Oznacza to konieczność zarządzania odparowującym gazem – poprzez jego wykorzystanie, sprężanie lub kontrolowane odprowadzanie.

Wykorzystanie LNG w kogeneracji i procesach przemysłowych

W kontekście kogeneracji LNG otwiera możliwość wdrażania jednostek gazowych w lokalizacjach pozbawionych dostępu do sieci. Po regazyfikacji paliwo zasila silniki gazowe lub turbiny, umożliwiając jednoczesną produkcję energii elektrycznej i ciepła.

Analogiczne zastosowanie dotyczy innych odbiorników przemysłowych, w tym:

• kotłów parowych i wodnych,
• pieców technologicznych,
• instalacji suszarniczych,
• procesów wymagających stabilnego źródła energii o wysokiej jakości.

Istotną zaletą jest możliwość uzyskania parametrów paliwa odpowiadających gazowi wysokometanowemu, co znacząco upraszcza integrację z istniejącymi instalacjami.

Czy wiesz, że w 2024 roku firma DB Energy uruchomiła jednostkę kogeneracyjną na LNG w Schumacher Packaging?

Zakład Schumacher Packaging (obecnie grupa Saica) w Myszkowie potrzebował zdecydowanie zwiększyć efektywność energetyczną i uniezależnić się od rosnących kosztów energii elektrycznej i ciepła, kluczowych w procesach produkcyjnych, takich jak suszenie papieru.

Początkowe plany zakładały instalację jednostki kogeneracyjnej o mocy 1 MW, jednak szczegółowa analiza wykazała, że realne potrzeby energetyczne fabryki są kilkukrotnie wyższe. Największym wyzwaniem okazało się dostosowanie infrastruktury do zasilania silnika o mocy 4,4 MW – istniejąca stacja regazyfikacji LNG nie była w stanie zapewnić odpowiedniej ilości gazu, a dodatkowo konieczne było zintegrowanie nowej instalacji z rozbudowaną siecią źródeł ciepła i energii w zakładzie.

Kluczowe wyzwanie modernizacji zakładu w Myszkowie:

• skalowanie instalacji gazowej – początkowy projekt (1 MW) został rozbudowany do 4,4 MW, co wymagało powiększenia stacji regazyfikacji LNG o ponad 100%.
• integracja nowych i istniejących systemów – połączenie kogeneracji z kotłownią gazową, elektrociepłownią węglową oraz innymi instalacjami wymagało opracowania zaawansowanych rozwiązań projektowych i sieciowych.
• elastyczność w zarządzaniu mediami – zakład potrzebował możliwości płynnego łączenia i przełączania źródeł energii (para, energia elektryczna, ciepło) w zależności od potrzeb produkcyjnych.

Sprawdź, jak DB Energy rozwiązuje te problemy dzięki inwestycji, która zwróci się w niecałe 3 lata: Case study kogeneracji w Schumacher Packaging

Logistyka dostaw LNG w Polsce

System dostaw LNG w Polsce opiera się na kilku kluczowych elementach infrastrukturalnych. Centralną rolę odgrywa terminal w Świnoujściu, który umożliwia odbiór skroplonego gazu transportowanego drogą morską z różnych kierunków geograficznych.

Po regazyfikacji część surowca trafia do krajowego systemu przesyłowego, natomiast część wykorzystywana jest w modelu dystrybucji lądowej. W tym przypadku LNG przewożone jest autocysternami kriogenicznymi bezpośrednio do odbiorców przemysłowych.

Budowa cysterny kriogenicznej, opracowanie: DB Energy, źródło grafiki: Polar Tank Trailer

Transport odbywa się w specjalistycznych naczepach zapewniających utrzymanie odpowiednich warunków temperaturowych i ciśnieniowych. W przypadku dużych zakładów oznacza to konieczność organizacji regularnych dostaw o wysokiej częstotliwości, dostosowanej do zapotrzebowania paliwowego.

Rozwój instalacji typu small-scale LNG dodatkowo zwiększa dostępność tego rozwiązania, umożliwiając jego wykorzystanie także przez mniejsze i średnie zakłady przemysłowe.

Bio-LNG jako element transformacji energetycznej

Istotnym aspektem technologii LNG jest możliwość wykorzystania bio-LNG, czyli skroplonego biometanu. Paliwo to powstaje w wyniku oczyszczania biogazu, a następnie – analogicznie do gazu ziemnego – poddawane jest procesowi skraplania.

Z perspektywy technologicznej nie ma różnicy pomiędzy gazem ziemnym a biometanem po regazyfikacji – oba paliwa mogą zasilać te same instalacje. Kluczowe znaczenie ma natomiast aspekt środowiskowy. Biometan, jako paliwo odnawialne, umożliwia istotne ograniczenie emisji CO₂, szczególnie w przypadku wykorzystania lokalnych strumieni odpadowych.

W modelu fizycznej dostawy bio-LNG oznacza faktyczne zużycie paliwa odnawialnego, co odróżnia to rozwiązanie od systemów opartych wyłącznie na bilansowaniu gwarancji pochodzenia. W praktyce bio-LNG może więc stanowić narzędzie stopniowej dekarbonizacji bez konieczności modyfikacji istniejących instalacji odbiorczych.

Aspekty ekonomiczne i operacyjne

Koszt LNG jest zazwyczaj wyższy niż gazu dostarczanego siecią, co wynika z dodatkowych etapów w łańcuchu dostaw – skraplania, transportu i regazyfikacji. Ocena opłacalności powinna jednak uwzględniać szerszy kontekst inwestycyjny.

Do najważniejszych korzyści należą:

• brak konieczności budowy przyłącza gazowego,
• krótszy czas realizacji inwestycji,
• możliwość wcześniejszego osiągania efektów energetycznych,
• większa elastyczność na etapie planowania.

Znaczenie ma również charakter zużycia paliwa – w przypadku dużych i stabilnych odbiorów bardziej efektywne pozostaje przyłącze sieciowe, natomiast LNG znajduje zastosowanie jako rozwiązanie przejściowe lub dla lokalizacji oddalonych od infrastruktury.

Podsumowanie

LNG stanowi zaawansowane technologicznie i coraz szerzej wykorzystywane rozwiązanie umożliwiające wykorzystanie gazu ziemnego w przemyśle niezależnie od dostępu do sieci przesyłowej. Szczególne znaczenie ma to w przypadku kogeneracji, gdzie kluczowe są stabilne parametry paliwa.

Pomimo wyższych kosztów operacyjnych, LNG oferuje istotne korzyści w postaci krótszego czasu wdrożenia, elastyczności inwestycyjnej oraz możliwości realizacji projektów w lokalizacjach dotychczas niedostępnych. W praktyce rozwiązanie to często pełni rolę pomostową lub element dywersyfikacji źródeł energii, a w połączeniu z bio-LNG może wspierać proces redukcji emisji w przemyśle.