W rozmowie z Trans.INFO Jacek Nowakowski zwraca uwagę m.in. na różnice między transportem regionalnym i długodystansowym, doświadczenia z budowy infrastruktury LNG, koszty ładowania megawatowego (MCS) oraz ryzyko inwestycyjne związane z wyborem napędu na kolejne 5 czy 7 lat. Podkreśla przy tym, że kopalne LNG należy wyraźnie oddzielić od odnawialnego bioLNG.
Trans.INFO: Czy forsowanie pełnej elektryfikacji flot nie odciąga uwagi i kapitału od gotowych technologii LNG i bioLNG?
Jacek Nowakowski: Od lat podkreślam, że dekarbonizacja transportu może przebiegać różnymi drogami, a elektromobilność jest tylko jedną z nich. Nie jestem przeciwnikiem elektryfikacji, jednak uważam, że błędem jest traktowanie jednej technologii jako uniwersalnego rozwiązania dla całego sektora.
Transport ciężki ma bardzo zróżnicowane potrzeby. Inne wymagania stawia dystrybucja regionalna, inne transport długodystansowy, a jeszcze inne przewozy specjalistyczne. Każdy z tych segmentów charakteryzuje się odmiennymi możliwościami technicznymi, kosztami i tempem transformacji.
Istotną przewagą LNG i bioLNG jest możliwość wykorzystania istniejących pojazdów i infrastruktury. Co ważne, przejście z LNG na bioLNG nie wymaga wymiany floty, co pozwala ograniczać emisje bez ponoszenia kolejnych znaczących nakładów inwestycyjnych.
Nie oznacza to, że powinniśmy hamować rozwój elektromobilności. Przeciwnie – potrzebujemy równoległych inwestycji w infrastrukturę ładowania, produkcję paliw odnawialnych oraz technologie, które umożliwiają redukcję emisji już dziś.
Z perspektywy przedsiębiorcy kluczowe nie jest to, która technologia zdominuje debatę polityczną czy medialną, lecz która pozwoli skutecznie realizować zadania transportowe, zapewniając jednocześnie akceptowalne koszty i oczekiwany poziom redukcji emisji. Dekarbonizacja nie może odbywać się kosztem utraty konkurencyjności polskich przewoźników.
Na ile polski sektor TSL jest dziś gotowy na eHDV?
Polski sektor TSL jest gotowy na rozpoczęcie elektryfikacji, ale jeszcze nie na jej masowe wdrożenie we wszystkich segmentach transportu ciężkiego.
Elektryczne pojazdy ciężarowe już dziś mogą efektywnie realizować określone zadania, szczególnie w dystrybucji regionalnej i na stałych trasach, gdzie przewoźnicy mają dostęp do odpowiedniej infrastruktury ładowania.
W transporcie długodystansowym wyzwań jest znacznie więcej. Nie chodzi wyłącznie o zasięg pojazdów, ale również o czas ładowania, dostępność infrastruktury, ładowność, roczne przebiegi czy możliwość zachowania ciągłości operacyjnej.
Nie określałbym jednak LNG mianem tarczy przed unijnymi karami. Warto tutaj rozróżnić dwie kwestie. Unijne cele redukcji emisji CO₂ dla nowych pojazdów ciężkich – o 45 proc. od 2030 roku, 65 proc. od 2035 roku i 90 proc. od 2040 roku – dotyczą przede wszystkim producentów pojazdów, a nie bezpośrednio przewoźników.
Jednocześnie należy odróżnić LNG, będące paliwem kopalnym, od odnawialnego bioLNG, które umożliwia znaczące ograniczenie emisji gazów cieplarnianych w całym cyklu życia paliwa, bez konieczności zmiany technologii napędu. Problem w tym, że obecne unijne normy emisji CO₂ dla nowych pojazdów ciężkich nie traktują ciężarówek zasilanych bioLNG na równi z pojazdami bezemisyjnymi.
Czego infrastruktura ładowania może nauczyć się od rynku LNG?
Najważniejszą lekcją jest to, że samo wybudowanie stacji nie gwarantuje jej efektywnego wykorzystania ani opłacalności inwestycji.
Rozwijając rynek LNG, wielokrotnie mierzyliśmy się z klasycznym dylematem: przewoźnicy oczekiwali dostępności stacji przed zakupem pojazdów, natomiast inwestorzy uzależniali budowę infrastruktury od odpowiednio dużej liczby pojazdów na rynku.
W przypadku elektromobilności dochodzą kolejne wyzwania, przede wszystkim dostępność mocy przyłączeniowej, czas realizacji przyłączy oraz koszty dostarczania energii.
Nie wystarczy więc wyznaczyć lokalizacji stacji ładowania na mapie. Trzeba wiedzieć, kto będzie z niej korzystał, jak często, z jaką mocą i czy jej położenie odpowiada rzeczywistym potokom transportowym. W przypadku ładowania megawatowego szczególnego znaczenia nabierają koszty utrzymania infrastruktury oraz stopień jej wykorzystania. Nawet relatywnie tania energia nie zapewni konkurencyjnej ceny ładowania, jeśli stacja będzie wykorzystywana sporadycznie.
Dlatego rozwój infrastruktury powinien być ściśle skoordynowany z potrzebami przewoźników, operatorów logistycznych, właścicieli centrów dystrybucyjnych oraz operatorów sieci elektroenergetycznych. Doświadczenia rynku LNG pokazują, że rozwój floty, infrastruktury i dostępności energii musi przebiegać równolegle.
Czy zamiast nowych ładowarek nie lepiej wykorzystać istniejącą infrastrukturę LNG?
Zdecydowanie powinniśmy przyspieszyć rozwój krajowej produkcji biometanu i bioLNG. Polska dysponuje znaczącym potencjałem surowcowym, wynikającym m.in. z działalności rolniczej, przetwórstwa rolno-spożywczego oraz gospodarki odpadami.
Co istotne, w transporcie nie musimy budować tego rynku od podstaw. Dysponujemy już sprawdzoną technologią, pojazdami, doświadczeniem operatorów oraz istniejącą infrastrukturą LNG. Z biznesowego punktu widzenia oznacza to możliwość wykorzystania dotychczasowych inwestycji bez konieczności ponoszenia kosztów tworzenia całego systemu od nowa.
Nie przeciwstawiałbym jednak rozwoju bioLNG inwestycjom w infrastrukturę ładowania. Obie technologie mają swoje zastosowania. Rozwój ładowania megawatowego wymaga odpowiedniego planowania i dostosowania sieci elektroenergetycznych, ale nie musi oznaczać ich przeciążenia.
W mojej ocenie bioLNG może odegrać szczególnie ważną rolę w transporcie długodystansowym, gdzie kluczowe znaczenie mają zasięg, krótki czas tankowania i przewidywalność operacji. Elektryfikacja będzie z kolei postępować szybciej tam, gdzie możliwe jest zapewnienie odpowiedniej infrastruktury ładowania i efektywnego wykorzystania pojazdów.
Jak wygląda TCO elektrycznego ciągnika i LNG/bioLNG?
Nie istnieje jedno uniwersalne TCO dla wszystkich przewoźników. O opłacalności napędu decydują m.in. roczne przebiegi, charakter tras, koszty finansowania, ceny energii, dostępność infrastruktury i stopień wykorzystania pojazdu.
Elektryczny ciągnik siodłowy nadal wymaga znacznie wyższej inwestycji początkowej. Różnicę mogą ograniczać programy dofinansowania, jednak cena zakupu to tylko część rachunku.
W przypadku eHDV należy uwzględnić również koszty infrastruktury ładowania, przyłączy energetycznych, dystrybucji, mocy zamówionej oraz ładowania publicznego. Ma to szczególne znaczenie w transporcie międzynarodowym, gdzie dostęp do własnej infrastruktury jest ograniczony.
Moim zdaniem zbyt mało uwagi poświęca się przewidywalności kosztów energii w całym okresie eksploatacji pojazdu. Przewoźnik podejmujący decyzję inwestycyjną na 5 czy 7 lat musi wiedzieć, jak ewentualne zmiany cen wpłyną na rentowność jego kontraktów.
Dobrym przykładem jest rynek niemiecki, gdzie dostępne są wieloletnie umowy na dostawy bioLNG z gwarantowaną ceną paliwa. Pozwala to ograniczyć ryzyko i z większą przewidywalnością kalkulować koszty usług transportowych.
Nie oznacza to jednak, że LNG czy bioLNG zawsze będą tańsze od energii elektrycznej. Ostateczny rachunek zależy od warunków konkretnej umowy, kosztów finansowania, wartości rezydualnej pojazdu czy ryzyka regulacyjnego. Dlatego bez przyjęcia jednakowych założeń operacyjnych nie sposób rzetelnie wskazać przewagi TCO jednego napędu nad drugim.
Przewoźnik nie zarabia na posiadaniu określonego napędu, lecz na realizacji usługi transportowej. Dlatego powinniśmy porównywać nie tylko koszt przejechania kilometra, ale całkowity koszt wykonania zadania przewozowego, uwzględniając również ryzyka i przewidywalność kosztów w całym okresie inwestycji.
LNG, a później bioLNG – bezpieczniejsza droga dla przewoźnika?
W wielu przypadkach może to być rozwiązanie obarczone mniejszym ryzykiem operacyjnym, choć nie oznacza to, że będzie optymalne dla każdej firmy.
Istotną zaletą technologii LNG jest możliwość stopniowego przechodzenia na bioLNG bez konieczności wymiany pojazdów. Przewoźnik może korzystać z istniejącej infrastruktury i zwiększać udział paliwa odnawialnego w miarę jego dostępności oraz możliwości finansowych.
Nie oznacza to jednak, że inwestycja w LNG jest pozbawiona ryzyka. Należy uwzględnić zmienność cen paliw, dostępność infrastruktury oraz otoczenie regulacyjne, które obecnie wyraźnie premiuje pojazdy bezemisyjne.
Dlatego przed podjęciem decyzji o wymianie floty kluczowa jest analiza rzeczywistych potrzeb operacyjnych przedsiębiorstwa: charakteru tras, rocznych przebiegów, miejsc postoju oraz dostępności infrastruktury tankowania lub ładowania.
W przypadku przewidywalnych tras i dostępu do własnych punktów ładowania elektryfikacja może być ekonomicznie uzasadniona. Natomiast w transporcie długodystansowym, szczególnie na zmiennych trasach międzynarodowych, LNG i bioLNG mogą okazać się rozwiązaniem łatwiejszym do wdrożenia.
Czy bioLNG może być bardziej „zielone” niż e-ciężarówka?
Przede wszystkim powinniśmy porównywać rzeczywiste emisje, a nie wyłącznie rodzaj zastosowanego napędu. W 2025 roku udział węgla w produkcji energii elektrycznej w Polsce wynosił około 50 proc. Nie oznacza to jednak, że elektryczne ciężarówki nie przynoszą korzyści środowiskowych. Napęd elektryczny charakteryzuje się wysoką sprawnością, a jego bilans emisyjny będzie się poprawiał wraz ze wzrostem udziału odnawialnych źródeł energii.
Z kolei bioLNG pozwala osiągać znaczące redukcje emisji gazów cieplarnianych w całym cyklu życia paliwa (Well-to-Wheel). W określonych warunkach, szczególnie przy produkcji biometanu z odchodów zwierzęcych, możliwe jest nawet uzyskanie ujemnego bilansu emisji. Ślad węglowy zależy tu jednak od rodzaju surowca, technologii produkcji i transportu paliwa. Podobnie w przypadku ciężarówek elektrycznych znaczenie ma źródło pochodzenia energii oraz emisje związane z produkcją akumulatorów.
Z perspektywy klientów raportujących emisje w łańcuchu wartości, czyli Scope 3, kluczowa jest możliwość wiarygodnego wykazania redukcji emisji związanych z realizacją usług transportowych. O wartości środowiskowej danej technologii powinny decydować mierzalne i weryfikowalne efekty, a nie sam rodzaj napędu.
LNG i bioLNG to nie to samo
Świadomość rynku jest dziś zdecydowanie większa niż kilka lat temu, ale nadal pozostaje wiele do zrobienia. Przede wszystkim konieczne jest wyraźne rozróżnienie LNG i bioLNG.
LNG jest paliwem kopalnym, natomiast bioLNG powstaje ze skroplonego biometanu, czyli gazu odnawialnego produkowanego z biomasy, odpadów i pozostałości organicznych. Z perspektywy użytkownika oba paliwa mogą zasilać te same pojazdy i korzystać z tej samej infrastruktury tankowania. Zasadnicza różnica dotyczy ich pochodzenia oraz bilansu emisji. Podczas spalania bioLNG nadal powstaje CO₂, natomiast dzięki odnawialnemu pochodzeniu surowca możliwe jest osiąganie bardzo niskich emisji w całym cyklu życia paliwa.
Kluczowe dla rozwoju tego rynku będą przewidywalne regulacje, sprawne procedury administracyjne oraz mechanizmy pozwalające wiarygodnie rozliczać redukcję emisji. Jednocześnie potrzebna jest dalsza edukacja przedsiębiorców oraz przejście od deklaracji dotyczących potencjału bioLNG do rozwoju produkcji na skalę komercyjną.
