Spis treści
Port w Rotterdamie trudno nazwać pięknym. Ale gdyby istniała kategoria „niezapomniany krajobraz przemysłowy” to znalazłby się bezapelacyjnie w pierwszej piątce w Europie. 4200 hektarów powierzchni, cztery rafinerie, kilka elektrowni, 45 firm petrochemicznych, setki instalacji przemysłowych, magazynów i innych budynków. Pomiędzy nimi wyrosły wiatraki, kpiąc sobie z wszelkich norm dotyczących odległości.
Do ciągnących się bez końca nabrzeży przybija 30 tys. statków rocznie, a przywożone i wywożone przez nie towary transportuje 100 tys. barek. Wytwarzana tu wartość dodana szacowana jest na 63 mld euro czyli ponad 8 proc. holenderskiego PKB.
W porcie pracuje bezpośrednio prawie 200 tys. ludzi, ale jeśli dorzucić wszystkie miejsca pracy związane z tym olbrzymim kompleksem, to rzecznik Port of Rotterdam, Sjak Poppe ocenia je łącznie na 565 tys. osób.
To największy port w Europie. Jeden z autorów tego tekstu miał okazję, wraz z grupą europejskich dziennikarzy, w 2023 r. zwiedzać na zaproszenie Komisji Europejskiej. Port ma też ambicje stać się najszybciej rozwijającym się hubem wodorowym w Europie.
Plany są szeroko zakrojone, „zielony” wodór ma być produkowany przez elektrolizery pracujące na prąd z morskich wiatraków, ale także z biomasy. Do tego dojdzie mierzący 30 kilometrów wodorociąg. Za najważniejszą inwestycję odpowiada paliwowy gigant Shell. – to instalacja do produkcji wodoru na potrzeby rafinerii. Dziesięć elektrolizerów marki ThyssenKrupp o łącznej mocy 200 MW, zasilanych prądem z morskich wiatraków, ma produkować wodór na potrzeby rafinerii Pernis.
Projekt w Rotterdamie jak świetnym przykładem do obserwacji wszystkich dylematów związanych z wodorem.
Szary, błękitny, zielony…
Wodór został w ciągu ostatnich dwóch lat okrzyknięty Św. Graalem transformacji energetycznej, przede wszystkim dzięki temu, że teoretycznie doskonale pasuje do gospodarki opartej na OZE. Nadwyżki taniej energii elektrycznej można wykorzystać do produkcji wodoru, a ten z kolei ma mnóstwo zastosowań – od transportu ( ciężarówki i autobusy), poprzez wykorzystanie w elektrowniach jako domieszka do gazu ziemnego a w przyszłości samodzielne paliwo.
W przemyśle wodór jest zużywany w procesach rafineryjnych, ale przede wszystkim w podstawowej syntezie wielkiej chemii, czyli wytwarzaniu amoniaku – najważniejszego substratu w produkcji nawozów azotowych. Dziś UE zużywa ok. 8 mln ton wodoru, produkowanego głównie z paliw kopalnych.
Oczywiście UE chciałaby aby wodór „zielony” zastąpił wodór „szary” i „błękitny”, produkowany z paliw kopalnych.
Plan RePowerEu przewiduje na 2030 rok produkcję w Unii 10 milionów ton odnawialnego wodoru oraz import 10 kolejnych milionów rocznie.
Jest też dyrektywa REDIII, która na lata 2030 i 2035 określa minimalne cele dotyczące wykorzystania odnawialnego wodoru w transporcie i w przemyśle. Transportem tu nie będziemy się zajmować, ponieważ na 2030 rok dyrektywa przewiduje zaledwie 1%, a dalej w zasadzie nie wiadomo. Niewykluczone, że wodór w transporcie okaże się ślepą uliczką transformacji i zostanie „zabity” przez elektryczny napęd bateryjny.
Dla przemysłu cele z dyrektywy są jednak znaczące. Już w 2030 roku 24% wodoru, używanego w tym sektorze ma stanowić RFNBO, czyli wodór odnawialny pochodzenia niebiologicznego. Oznacza to w praktyce produkowany w drodze elektrolizy przy użyciu energii elektrycznej z OZE. W 2035 roku ma to już być 62%. Co dalej – nie wiadomo, ale nie jest wykluczone, że cel na rok 2040 wyniesie już 80%.
Nasz kraj jest trzecim największym producentem wodoru w UE, oczywiście „szarego” . Produkujemy 1,3 mln ton, z czego ok. 800 tys. zużywamy w kraju.
Jeszcze w 2024 r. w raporcie dla Orlenu wodorowe potrzeby Polski oszacowała firma analityczna S&P Global. W prognozie szacuje się, że „szary” wodór będzie bardzo szybko zastępowany zielonym. Już w 2030 r. łączna produkcja RFNBO ma sięgnąć 344 tys. ton, z czego 212 tys. ton w szeroko pojętym przemyśle chemicznym, a ponad 16,5 tys. ton w innych gałęziach przemysłu (stalowym, cementowym itd.) i w energetyce. Chemia to zatem główny konsument takiego wodoru. Już 5 lat później produkcja wzrośnie do ma to być odpowiednio 300 tys. i 90 tys. ton.
Jeśliby wziąć za dobrą monetę cel 80% na 2040, to potrzeby rosną do odpowiednio do ponad 400 tys. ton dla chemii i 340 tys. ton dla reszty przemysłu i energetyki. Razem z niewielkim popytem z transportu byłoby to już ponad 930 tys. ton rocznie.
Do wyprodukowania takich wolumenów RFNBO potrzeba będzie mnóstwo energii elektrycznej. Według S&P Global, już w 2030 roku tylko w Polsce potrzeba będzie ponad 13 TWh, a w 5 lat później – już ponad 25 TWh. Zgodnie z Krajowym Planem dla Energii i Klimatu rodzima zużycie ma w 2030 roku sięgnąć 200 TWh (obecnie to niecałe 170 TWh), zatem jakieś 6-7% prądu, oczywiście tego z OZE, miałoby służyć do wytwarzania wodoru.
Mittal nie chce dotacji
Plany UE spowodowały wysyp firm, które chciałyby produkować zielony wodór i oczywiście na tym zarabiać. W renomowanym czasopiśmie Nature Energy pisano nawet o Także w Polsce pojawiły się rozmaite „wodorowe doliny”. Niestety, znacznie mniejszy entuzjazm wykazują ci, dla których teoretycznie ten produkt jest przeznaczony czyli przemysł.
Znany z niezłych analiz Bloomberg New Energy Finance szacował, że w 2023 zaledwie 1,3 proc. wodorowych projektów miało gwarantowany odbiór produktu (tzw. offtake). W 2024 r. sytuacja się poprawiła…odsetek projektów z gwarantowanym odbiorem wzrósł do…. 6 proc. Co się stanie z pozostałymi? Oczywiście ich inwestorzy chcieliby, żeby państwo zagwarantowało popyt, poprzez rozmaite mechanizmy wsparcia dla odbiorców przemysłowych. Np. Niemcy wdrożyli kontrakty różnicowe dla wodoru, oczywiście do tego dochodzą dotacje inwestycyjne np. na przebudowę hut z wielkich pieców na tzw. DRI mogące wykorzystywać wodór. Ale mimo to przemysł jest daleki od entuzjazmu.
W ciągu ostatniego roku ogłoszono koniec kilku dużych wodorowych projektów, głównie z braku klientów. Swoje plan wodorowego joint venture skasowały Shell i Statoil, w Niemczech splajtowała firma HH2E, która chciała wybudować elektrolizery o mocy 2 GW.
Najbardziej spektakularny przypadek wydarzył się jednak we Francji – w listopadzie hutniczy gigant Arcelor Mittal ogłosił wstrzymanie decyzji o przebudowie za 1,7 mld euro huty w Dunkierce na wodór.
Inwestycję wstrzymano pomimo, ze francuski rząd wydzielił na nią 850 mln euro dotacji. W oświadczeniu Mittala czytamy, że na rynku stali za dużo jest niepewności i że jeśli UE chce inwestycji, to musi skutecznie zablokować import. Decyzja firmy wywołała oczywiście gniewne komentarze francuskich polityków, ale politycy, którzy nie lamentują w każdej sprawie, nie są godni miana polityka.
Wodór jak papier. Jest cierpliwy
Skąd się bierze sceptycyzm, tych, którym teoretycznie wodór ma służyć? Wodorowa gospodarka to równanie z wieloma niewiadomymi. Po pierwsze szacunki kosztów „zielonego wodoru” bardzo się różnią, a co raport, to inna prognoza.
BNEF w swoich analizach szacuje, że koszty zielonego wodoru będą szybko spadać. Dziś sięga on 12 dol. za kg podczas gdy jego szary konkurent kosztuje tylko 3 dol. Według BNEF koszty produkcji zrównają się już w latach 30, głównie dzięki spadającym cenom elektrolizerów, których tempo ma być takie jak w przypadku PV.
Ale znacznie mniej optymizmu znajdujemy w świeżutkiej analizie opublikowanej w Nature Energy, autorstwa Adriana Odenwellera i Falko Ueckerdta, naukowców z renomowanego Poczdamskiego Instytutu Badania Klimatu oraz Politechniki Berlińskiej. W 2022 r. ogłoszono na świecie 2,8 GW projektów wodorowych na elektrolizerach, z tego powstało tylko 620 MW. W 2023 plany były jeszcze bardziej ambitne – łącznie z tymi z poprzednich lat miało powstać 7,3 GW.
Powstało 920 MW. Spośród projektów ogłoszonych w 2022 r. zaledwie 3 proc. powstało w terminie, 76 proc. miało poślizg, a 21 proc. w ogóle zniknęło. Co ciekawe, największy odsetek udanych projektów jest w Azji, Europa jest poniżej światowej średniej, a Ameryka Północna dokładnie mieści się w średniej.
Zaledwie 6 proc. ogłaszanych projektów osiąga status ostatecznej decyzji inwestycyjnej (FID i odsetek ten nie rośnie. Autorzy piszą, że spora część projektów „wysypała się” z powodu pandemii COVID 19, rosnących cen energii oraz wysokich stóp procentowych. Według nich nie ma też co liczyć na to, że elektrolizery powtórzą sukces paneli PV czy turbin wiatrowych, które produkowano są standardowo – jakkolwiek moduły elektrolizerów (stack) mogą być produkowane w podobny sposób, to pozostałe części wymagają indywidualnego podejścia „pod klienta” i dlatego projekty przekraczają budżet i terminy.
- Wodorowi inwestorzy często chcą przyciągnąć uwagę i dotacje, a minie wiele lat, zanim przekonamy się na ile luka we wdrażaniu zapowiadanych projektów wynika z globalnych zawirowań, a na ile jest po prostu niefortunną normą. Politycy powinni wystrzegać się oceny wodorowego sukcesu na podstawie wszystkich tych ogłoszeń o inwestycjach – konkludują niemieccy naukowcy.
Policzyli też, że globalna suma dotacji do „zielonego” wodoru powinna wzrosnąć z obecnych 300 mld dol. do 1,3 bln dol. Należy także stosować wysokie opłaty (powyżej 150 euro za tonę) za emisję CO2. Nie dodają, że oczywiście jest to możliwe w UE, ale w Chinach czy USA to mrzonki.
Czy to się opłaca?
Coraz więcej specjalistów ma też wątpliwości dot. ekonomiki elektrolizerów opartych na OZE.
Koszy produkcji wzięli np. pod lupę Francuzi. Tamtejszy operator przesyłowy prądu RTE w analizie, poświęconej wodorowi doszedł do wniosku, że rodzima produkcja będzie konkurencyjna, jeśli elektrolizer będzie pracował 7000 godzin rocznie w sposób elastyczny, konsumując prąd po 65-75 euro.
Francuzi stwierdzili, że aby konkurować z wodorem sprowadzanym rurą z Maroka to prąd musiałby kosztować 50-55 euro za MWh, w zależności od trybu pracy – elastycznego czy ciągłego. Takie a nawet niższe ceny w UE oczywiście się zdarzają, gdy mamy dużo energii z OZE. A to nie więcej niż 3-4 tys. godzin w roku.
Ceny energii gdy nie wieje i nie świeci, mogą być znacznie wyższe. Wyłączanie elektrolizerów gdy prąd jest drogi, zabija rentowność projektów. – W takich instalacjach najważniejsze jest maksymalizacja godzin pracy, bo to się będzie przekładało na koszt produkcji 1 kg wodoru – tłumaczył w podcaście „Uwaga, WysokieNapiecie” Grzegorz Jóźwiak, dyrektor Biura Technologii Wodorowych w Orlenie.
Opublikowana niedawno strategia Orlenu zakłada wprawdzie wzrost produkcji zielonego wodoru, ale na potrzeby własne – prawdopodobnie w spółce zdają sobie sprawę, że znalezienie zewnętrznych klientów nie będzie sprawą prostą.
Coraz więcej firm przemysłowych -potencjalnych producentów i kupców wodoru – apeluje do Komisji Europejskiej aby nie upierała się przy „zieloności” wodoru lecz oceniała efekt końcowy czyli zmniejszenie emisji CO2 w poszczególnych projektach. – Chodzi o to żeby nie „kolorować” wodoru, ale liczyć jego emisyjność po inżyniersku, czyli w całym łańcuchu wartości – tłumaczy Jóźwiak.
Podobnie sprawia sprawę analityczny blog Opis, należący do amerykańskiego giganta chemicznego Dow Jones. Krytykuje arbitralne określanie emisyjności wodoru na podstawie technologii produkcji (koloru) i także apeluje o wprowadzenie kryteriów opartych na rzeczywistej emisyjności. Nota bene USA i Wielka Brytania mają tutaj bardziej liberalne zasady niż UE, choć trudno powiedzieć czy wpływa to na większą „sprawczość” inwestorów.
Wiemy, że nic nie wiemy
Amir Mansouri, szef wodorowego projektu w Rotterdamie, tłumaczył w „Financial Times”, że to jest dopiero początek krzywej uczenia się. – To jest bardzo ryzykowny biznes. Zastanawiamy się jak zareagują elektrolizery, gdy będziemy ciągle podjeżdżać i zjeżdżać z ich mocą. Mansouri, który większość zawodowego życia spędził na wydobyciu ropy spod dna morza, tłumaczył brytyjskiego dziennikowi, że rentowność projektów jest bardzo niepewna i nie wiadomo czy powstaną kolejne.
W kwestii wodoru potrzeba nam sokratejskiej pokory – mówił na konferencji prasowej ro temu Stanisław Barański, dyrektor Biura Zrównoważonego Rozwoju i Transformacji Energetycznej Orlenu.
W kuluarach konferencji przemysłu chemicznego w zeszłym roku można było usłyszeć bon mot: Gaz jest paliwem trwale przejściowym, a wodór jest paliwem przyszłości. I takim pozostanie.
