Biogaz w Ameryce Środkowej i na Kubie: kilka małych projektów i jeden wspólny problem skali

Biogaz w Ameryce Środkowej i na Karaibach rozwija się głównie w formie niewielkich projektów, o mocach od kilkuset kilowatów do kilku megawatów. Przykłady, które udało się potwierdzić w źródłach, to elektrownia gazu składowiskowego Nejapa w Salwadorze (6 MW), instalacja 1 MW przy oczyszczalni ścieków w Managui, instalacja na gnojowicy w Kostaryce z modułem CHP 250 kW oraz pierwszy kubański zakład biometanu w Martí. Nie wszystkie źródła podają daty uruchomienia, więc status operacyjny trzeba sprawdzać indywidualnie.

Salwador: gaz składowiskowy w Nejapa

Według strony AES El Salvador elektrownia w gminie Nejapa ma zainstalowaną moc 6 MW i wytwarza energię z biogazu pozyskiwanego ze składowiska sanitarnego. Gaz jest zbierany i kierowany do elektrowni, co zapobiega jego ulatnianiu się do atmosfery. Strona nie podaje daty uruchomienia, ilości zebranego gazu ani redukcji emisji.

Nikaragua: biogaz z oczyszczalni ścieków w Managui

Prensa Latina, powołując się na biuletyn Informe Pastrán, pisała 26 listopada 2025 r., że Nikaragua dysponuje pierwszą w Ameryce Środkowej instalacją wytwarzającą energię elektryczną z biogazu z oczyszczania ścieków. Inicjatywę zrealizowało przedsiębiorstwo wodociągowo-kanalizacyjne Enacal w oczyszczalni w Managui, która obsługuje ponad 200 tys. rodzin. Instalacja ma łączną moc 1 MW (pięć mikroturbin), z czego pracują trzy, pokrywając 45–50 proc. zużycia energii elektrycznej oczyszczalni. Jest to układ „na potrzeby własne”: biogaz z fermentacji osadów zasila zakład, który go wytwarza, a docelowo, przy pracy wszystkich pięciu mikroturbin, oczyszczalnia ma być samowystarczalna energetycznie.

Kostaryka: małe CHP na gnojowicy

Według 2-G Energy instalacja zbudowana przez INGENYA we współpracy z niemiecką firmą AD Solutions wykorzystuje głównie gnojowicę bydła i zasila kontenerowy moduł CHP 2G Patruus 250 z silnikiem MAN o mocy 250 kW elektrycznej i 322 kW cieplnej. Producent przeciwstawia to rozwiązaniom innych deweloperów w regionie, którzy stosują agregaty gazowe do spalania biogazu o niskiej wartości opałowej z bardzo niską sprawnością. W zakres dostawy wchodzą m.in. sterowanie, chłodzenie, osuszanie biogazu i węglowy filtr siarkowodoru. Źródło nie podaje daty uruchomienia ani rzeczywistej produkcji energii.

Przykład ten pokazuje, że w regionie część deweloperów wybiera sprawdzone, kontenerowe moduły kogeneracyjne zamiast prostych agregatów, ponieważ o opłacalności małej instalacji na gnojowicy decyduje sprawność przetwarzania biogazu i dostępność serwisu.

Kuba: biometan dla autobusów

POWER Magazine (23 kwietnia 2026 r.) informuje, że państwowe przedsiębiorstwo Cuba Petróleo (Cupet) ogłosiło w kwietniu 2026 r., iż pierwszy kubański zakład biometanu, w gminie Martí w prowincji Matanzas, wszedł w fazę końcowego montażu i produkcji. Zakład ma wytwarzać biometan dla autobusów i energię elektryczną na własne potrzeby; projekt jest finansowany przez Unię Europejską za pośrednictwem UNDP i koordynowany przez Ministerstwo Gospodarki i Planowania. Zdolność przerobowa to 150 m³ surowego biogazu na godzinę, co daje około 40 kg oczyszczonego biometanu (jednostki czasu dla tej wartości artykuł nie precyzuje). Według władz gminy po uruchomieniu pięć autobusów ma obsługiwać połączenia Martí z Cárdenas i Matanzas. Plan zakłada więc wykorzystanie biometanu w lokalnym transporcie publicznym.

Wspólny mianownik: skala i wsparcie

We wszystkich opisanych przypadkach instalacje są małe w porównaniu z europejskimi biogazowniami. Oznacza to wyższy jednostkowy koszt inwestycji, zależność od wsparcia międzynarodowego lub od odbiorcy energii na miejscu oraz ograniczone zasoby wiedzy serwisowej. W Managui widać to w tym, że z pięciu mikroturbin pracują tylko trzy, a na Kubie – w fakcie, że POWER Magazine opisuje zakład dopiero w fazie rozruchu.

Czego nie wiemy

W większości przytoczonych źródeł brakuje dat uruchomienia, danych o rzeczywistej produkcji i stanie obecnym instalacji. Dlatego opis traktujemy jako przegląd typów rozwiązań, a nie bilans sektora; do analiz inwestycyjnych potrzebne są dane od operatorów i regulatorów energii w poszczególnych krajach.

Co to oznacza dla Polski i Europy

Dla europejskich dostawców technologii region jest rynkiem niszowym, ale rozwijającym się. Warunkiem sukcesu są kompaktowe rozwiązania, serwis zdalny i modele finansowania łączące dotacje międzynarodowe z kapitałem prywatnym. Dla polskich producentów małych instalacji kogeneracyjnych i oczyszczających biogaz może to być kierunek eksportu, jeśli zapewnią wsparcie posprzedażowe.