Najczęściej problemem okazuje się brak dostępu do sieci gazowej lub niewystarczająca przepustowość istniejących przyłączy. W takich warunkach coraz częściej rozpatrywaną opcją staje się LNG (Liquefied Natural Gas), czyli skroplony gaz ziemny, który pozwala wykorzystać paliwo gazowe bez konieczności realizacji kosztownych i czasochłonnych inwestycji sieciowych.

Właściwości LNG i jego relacja do gazu sieciowego

LNG to gaz ziemny – głównie metan – schłodzony do temperatury około -162°C, w której przechodzi w stan ciekły. W wyniku tego procesu jego objętość zmniejsza się nawet około 600 razy, co znacząco upraszcza transport i magazynowanie.

Pod względem składu chemicznego LNG jest zasadniczo tożsamy z gazem ziemnym dostarczanym siecią. Różnice wynikają przede wszystkim z parametrów fizycznych oraz sposobu dystrybucji. Skroplony gaz charakteryzuje się zazwyczaj:

• wysoką czystością,
• stabilnym składem (dominacja metanu przy niewielkiej zawartości cięższych frakcji),
• korzystną wartością opałową, często nieco wyższą niż w przypadku gazu rurociągowego.

Dzięki tym właściwościom LNG może stanowić realną alternatywę dla gazu ziemnego dostarczanego siecią i skutecznie zasilać urządzenia przystosowane do pracy na gazie ziemnym.

"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.

Stacja LNG obejmuje również układy redukcji ciśnienia, pomiaru oraz systemy bezpieczeństwa, dzięki czemu gaz po odparowaniu osiąga parametry wymagane przez urządzenia odbiorcze i może zasilać instalacje technologiczne w sposób ciągły i stabilny, analogicznie do gazu dostarczanego siecią. W Polsce stale rośnie liczba stacji LNG, które służą zarówno do tankowania ciężkich pojazdów transportowych, jak i do zaopatrywania w gaz ziemny odbiorców przemysłowych.

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

Warunki zastosowania LNG w zakładach przemysłowych

Wykorzystanie LNG znajduje uzasadnienie przede wszystkim w sytuacjach, gdy brak jest technicznej możliwości przyłączenia do sieci gazowej – na przykład ze względu na znaczną odległość od infrastruktury przesyłowej lub ograniczenia mocy. Budowa gazociągu w takich przypadkach bywa nieopłacalna lub trudna do realizacji w krótkim czasie.

Drugim scenariuszem jest potrzeba szybkiego uruchomienia instalacji gazowej, np. w celu zasilenia kogeneracji i innych źródeł wytwórczych. Procedura przyłączeniowa może trwać kilka lat, podczas gdy instalację LNG można uruchomić znacznie szybciej – zwykle w perspektywie kilkunastu miesięcy. Umożliwia to wcześniejsze rozpoczęcie eksploatacji instalacji energetycznych.

LNG jest również rozważane w projektach, gdzie koszty przyłącza byłyby niewspółmierne do skali zużycia gazu. Należy jednak uwzględnić aspekty operacyjne – dostawy wymagają planowania, co ogranicza elastyczność przy zmiennym zapotrzebowaniu.

Skroplony gaz ziemny może być rozważany jako źródło rezerwowe (backup), zwiększające bezpieczeństwo energetyczne zakładu w przypadku przerw w dostawach gazu sieciowego. Jest jednak pewien haczyk - LNG (skroplony gaz ziemny) przechowuje się w temperaturze około -162°C, w której gaz pozostaje w stanie ciekłym. Aby utrzymać te warunki, stosuje się zbiorniki kriogeniczne o bardzo dobrej izolacji termicznej.

Są to zazwyczaj zbiorniki dwuścienne (wewnętrzny zbiornik stalowy + zewnętrzna osłona), które:

• mają wypełnioną przestrzeń między ścianami - materiałem izolacyjnym lub próżnią, 
• są wyposażone w systemy kontroli ciśnienia i temperatury.

LNG można więc magazynować, ale nie bez strat. Nawet najlepsza izolacja nie eliminuje całkowicie dopływu ciepła z otoczenia. W efekcie część LNG stopniowo odparowuje - powstaje tzw. boil-off gas (BOG). Magazynowanie LNG jest więc możliwe przez pewien czas, ale wymaga zarządzania odparowującym gazem (np. jego zużycia w instalacji, sprężenia lub spalania w sytuacjach awaryjnych).

LNG w kogeneracji i innych procesach technologicznych

Zastosowanie LNG w kogeneracji umożliwia realizację projektów w lokalizacjach pozbawionych dostępu do sieci gazowej. Po regazyfikacji paliwo może zasilać silniki gazowe lub turbiny, umożliwiając jednoczesną produkcję energii elektrycznej i ciepła.

Analogiczne podejście dotyczy innych zastosowań przemysłowych, takich jak:

• kotły parowe i wodne,
• piece technologiczne,
• instalacje suszarnicze,
• procesy wymagające stabilnego źródła energii o wysokiej jakości.

Istotną zaletą jest możliwość uzyskania parametrów odpowiadających gazowi wysokometanowemu, co upraszcza integrację z istniejącymi systemami energetycznymi zakładu.

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

Łańcuch dostaw LNG w Polsce opiera się na kilku kluczowych elementach infrastrukturalnych. Istotną rolę odgrywa terminal w Świnoujściu, umożliwiający odbiór skroplonego gazu transportowanego drogą morską.

Część surowca po regazyfikacji trafia do krajowego systemu przesyłowego, natomiast pozostała część dystrybuowana jest w modelu lądowym – za pomocą autocystern kriogenicznych dostarczających LNG bezpośrednio do odbiorców przemysłowych.

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

Transport realizowany jest przy użyciu specjalistycznych naczep zapewniających utrzymanie wymaganych parametrów temperatury i ciśnienia. W przypadku dużych zakładów przemysłowych oznacza to konieczność organizacji regularnych dostaw o wysokiej częstotliwości, dopasowanej do zużycia paliwa.

Rozwój segmentu small-scale LNG zwiększa dostępność tego rozwiązania również dla mniejszych i średnich przedsiębiorstw.

Bio-LNG w kontekście dekarbonizacji

Istotnym kierunkiem rozwoju technologii LNG jest wykorzystanie bio-LNG, czyli skroplonego biometanu. Powstaje on poprzez oczyszczenie biogazu, a następnie jego skroplenie.

Z technicznego punktu widzenia biometan po regazyfikacji nie różni się od gazu ziemnego, co oznacza możliwość jego stosowania w tych samych instalacjach. Kluczowa różnica dotyczy aspektu środowiskowego – jako paliwo odnawialne bio-LNG pozwala ograniczyć emisję CO₂, szczególnie w przypadku wykorzystania lokalnych źródeł surowca.

W modelu fizycznych dostaw oznacza to rzeczywiste zużycie paliwa odnawialnego, co stanowi istotną przewagę nad rozwiązaniami opartymi wyłącznie na mechanizmach bilansowania. Dzięki temu bio-LNG może być elementem strategii stopniowej dekarbonizacji bez konieczności modernizacji instalacji odbiorczych.

Uwarunkowania ekonomiczne i eksploatacyjne

Koszt wykorzystania LNG jest zazwyczaj wyższy niż w przypadku gazu dostarczanego siecią, co wynika z dodatkowych etapów w łańcuchu wartości – skraplania, transportu oraz regazyfikacji. Ocena opłacalności powinna jednak uwzględniać całokształt inwestycji.

Do najważniejszych korzyści należą:

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

W przypadku dużych, stabilnych odbiorów bardziej efektywne ekonomicznie pozostaje zasilanie z sieci gazowej. LNG znajduje natomiast zastosowanie jako rozwiązanie alternatywne, przejściowe lub dedykowane dla lokalizacji oddalonych od infrastruktury.

***

LNG stanowi dojrzałe technologicznie rozwiązanie umożliwiające wykorzystanie gazu ziemnego w przemyśle niezależnie od dostępu do sieci przesyłowej. Szczególne znaczenie ma to w projektach kogeneracyjnych, gdzie kluczowe są stabilne parametry paliwa i ciągłość dostaw.

Pomimo wyższych kosztów operacyjnych, LNG oferuje istotne korzyści w postaci krótszego czasu wdrożenia, elastyczności inwestycyjnej oraz możliwości realizacji projektów w lokalizacjach wcześniej niedostępnych. W praktyce pełni często rolę rozwiązania pomostowego lub elementu dywersyfikacji źródeł energii, a w połączeniu z bio-LNG może wspierać proces redukcji emisji w sektorze przemysłowym.