Menu
Patronat honorowy Patronage

Niebieski wodór kusi polskie spółki

PGNiG to kolejna po PKN Orlen spółka, która w planach ma produkcję wodoru z wychwytywaniem i składowaniem dwutlenku węgla.
Hydrogen renewable energy production - hydrogen gas for clean electricity solar and windturbine facility. 3d rendering.

Produkcja zielonego wodoru wymaga dużo energii z odnawialnych źródeł, których teraz w Polsce mamy jak na lekarstwo. Z tego powodu firmy patrzą na tradycyjnie metody, ale z wychwytywaniem CO2. Tak produkowany wodór niskoemisyjny – niebieski- miałby zostać skierowany do wykorzystania w przemyśle.

– W Polsce jest za mało OZE, by przejść teraz płynnie z wykorzystania szarego wodoru do zielonego. Wykorzystanie niebieskiego wodoru zapewni podaż paliwa, bez której powstawanie i rozwój szeroko rozumianej strony popytowej będzie mocno utrudnione – mówi portalowi WysokieNapiecie.pl dyrektor departamentu badań i innowacji PGNiG Tomasz Jarmicki.

PGNiG przygotowuje pilotażowy projekt produkcji niebieskiego wodoru na Śląsku – w Zabrzu. Planuje objąć projektem trzy elementy łańcucha wartości: reforming, czyli rozbicie termiczne gazu ziemnego, wychwyt dwutlenku węgla i jego doprowadzenie do parametrów czystości umożliwiających, by stał się produktem handlowym. – Co do zasady będzie to projekt o niezbyt dużej skali. Taka instalacja produkcji wodoru bez emisji CO2 może się sprawdzić wszędzie tam, gdzie jest dostęp do gazu ziemnego, a produkty procesu, szczególnie wodór mogą być wykorzystane „na miejscu” – zaznacza Jarmicki.

Cała instalacja ma szansę technicznie być gotowa w przyszłym roku. Produkowany tam wodór miałby trafić do nowych odbiorców przemysłowych, którzy teraz wodoru nie używają. – Potencjalnie, odbiorców może być wielu i różnych, np. huty. Na Śląsku znajduje się wielu odbiorców przemysłowych, stąd między innymi nasza decyzja o umiejscowieniu projektu właśnie w tym regionie – wyjaśnia dyrektor Jarmicki. 

Magazynowanie dwutlenku węgla – więcej pytań niż odpowiedzi

O planach produkcji niebieskiego wodoru poinformował w lutym tego roku PKN Orlen. Miałoby to pozwolić koncernowi na dekarbonizację obecnych aktywów. Orlen wykorzystuje w rafineriach i zakładach nawozowych 360 tys. ton wodoru produkowanego z gazu ziemnego. Podczas prezentacji strategii wodorowej wiceprezes Józef Węgrecki wyjaśnił, że wychwycony w procesie produkcji dwutlenek węgla mógłby być zatłaczany w wyeksploatowane złoża na Morzu Bałtyckim i złoża norweskie.

Norweskie Ministerstwo Ropy Naftowej i Energii przyznaje koncesje na składowanie CO2 na Morzu Północnym i Morzu Barentsa. Jedną z najbardziej aktywnych firm jest tu Equinor, który w ostatnim przetargu wygrał dwie licencje. Jak ocenia firma, projekty te pozwolą w sumie na zagospodarowanie połowy norweskich emisji CO2. Equinor podkreśla, że infrastruktura transportu i magazynowania CO2 (CCS) ma kluczowe znaczenie dla przemysłu stalowego, cementowego i innych gałęzi przemysłu ciężkiego. – Obecnie opieramy się na ponad 25-letnim doświadczeniu w wychwytywaniu i składowaniu CO2 na norweskim szelfie kontynentalnym. Uważamy te licencje za ważny kamień milowy w pracy nad uczynieniem norweskiego szelfu kontynentalnego wiodącą miejscem w Europie pod względem składowania CO2. Widzimy, że zapotrzebowanie na składowanie CO2 rośnie w kilku krajach i chcemy szybko rozpocząć tworzenie nowych składowisk, abyśmy mogli oferować rozwiązania przemysłowe, które mogą przyczynić się do dekarbonizacji w Europie – skomentowała Irene Rummelhoff, wiceprezes Equinora.

Czytaj także: Polska znów chce zapędzić w dołek CO2

Dwutlenek węgla, który ma być zatłoczony czyli zmagazynowany, nie musi być oczyszczany do parametrów handlowych tak jak CO2 przeznaczone do sprzedaży.  W Polsce wyzwaniem jest jednak transport gazu do miejsca, gdzie ma być fizycznie zatłoczony, a im dalej znajduje się wyeksploatowane złoże, tym jest to mniej opłacalne. Najlepiej więc jest zagospodarowywać CO2 na miejscu.

– Oczywiście opcja jego zatłaczania do odwiertów węglowodorowych jest warta zbadania. Pytań w tym zakresie jest wiele, np. jaka jest pojemność sczerpanych złóż w Polsce, do których faktycznie można dostarczyć i zatłoczyć CO2. Co więcej, musi się zmienić prawo, ponieważ obecnie Prawo geologiczne i górnicze nadal nie pozwala na CCS, mimo że jest to znana od lat technologia – wylicza Jarmicki.

Transport poza zasięgiem

Transport wodoru jest wyzwaniem. Używanie wodoru w sieci dystrybucyjnej wymaga odpowiednio przygotowanych gazociągów, a materiały, z których są budowane nie są te same, jak np. w Niemczech czy Wielkiej Brytanii, więc i doświadczenia i badania dotyczące bezpiecznej ilości wodoru w sieciach gazowych z zagranicy nie są dla nas wystarczająco miarodajne.

– W Zabrzu będziemy wykorzystywać transport butlowy, który na niewielkie odległości i przy niewielkiej skali, czyli ilości produkcji wodoru, ma sens – mówi dyrektor Tomasz Jarmicki. Idealne jest produkować i używać wodór najbliżej jak można – stąd pomysł tworzenia dolin wodorowych jako ośrodków przemysłowych, na wzór klastrów energetycznych, które same się bilansują i mogą wspólnie pracować i uzupełniać. Dzisiaj nie planujemy budowy dedykowanej wodorowi infrastruktury liniowej, między innymi dlatego, że wymaga to pozyskania działek, uzgodnień z ich właścicielami i, jak historia pokazuje, jeśli nie ma odpowiedniej specustawy to cały proces trwa bardzo długo, a czasami jest nie do zrealizowania. Czekamy na zapowiedziane nowe prawo, które ma być swoistą „konstytucją wodorową” – nadzieje na wdrożenie w ten sposób odpowiednich regulacji jest duża – podkreśla.

PKN Orlen także liczy na współpracę w ramach Mazowieckiej Doliny Wodorowej i podpisał w tej sprawie umowę z 37 podmiotami. W ramach doliny mają ruszyć projekty produkcji węglowodorów syntetycznych (z odpadów) z wykorzystaniem nisko i zeroemisyjnego wodoru.

Dotacje do projektów wodorowych

Na inwestycje wodorowe inwestorzy starają się uzyskać dofinansowanie. Na razie udało się to w przypadku niewielkiego projektu ZE PAK, który dostał 4,5 mln euro z unijnego Funduszu Innowacyjnego na produkcję zielonego wodoru z wykorzystaniem energii z lokalnej farmy fotowoltaicznej oraz zewnętrznych źródeł OZE. Projekt ma kosztować w sumie 7,4 mln euro i ma być gotowy w 2024 roku. Docelowo z tej instalacji ZE PAK wyprodukuje rocznie 710 ton wodoru, co pozwoli zasilić 84 autobusy. Orlen uzyskał 2 mln euro dofinansowania z unijnego programu CEF Transport Blending Facility na budowę stacji tankowania wodoru w Poznaniu i Katowicach oraz mobilną stację we Włocławku. PGNiG liczy na dotację z Narodowego Centrum Badań i Rozwoju w sprawie innego swojego projektu – „Hy-Chess”, który dotyczy produkcji i magazynowania wodoru z wykorzystaniem OZE. Projekt ma dostać ponad 34 mln zł.

Nie ma natomiast jeszcze decyzji w kwestii projektów zgłoszonych do Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, gdzie firmy zgłosiły 6 projektów. Podobnie nie ma decyzji w sprawie projektów zgłoszonych do mechanizmu IPCEI – czyli Ważnych Projektów Stanowiących Przedmiot Wspólnego Europejskiego Zainteresowania (Important Projects of Common European Interest – IPCEI). Rok temu z 36 zgłoszeń wybrano 9, które zgłoszono do Komisji Europejskiej celem nadania projektowi statusu IPCEI i tym samym możliwości na jego ewentualne dofinansowanie przez państwo członkowskie.

Wodór pojawił się także na liście przedsięwzięć, jakie mają być finansowane z Funduszu Transformacji Energetyki. Projekt ustawy powołującej FTE trafił do konsultacji.

Czytaj także: Polskie firmy próbują zmierzyć się z wodorem

PGNiG nie chce czekać na dotacje, które prawdopodobnie ominęłyby i tak projekt dotyczący niebieskiego wodoru. – Nie zgłaszamy tej inwestycji do żadnego dofinansowania krajowego ani unijnego, ponieważ projekt jest zbyt mały, aby kwalifikować się do mechanizmu IPCEI, i niedostatecznie nowatorski na dofinansowanie z  NCBR, które finansuje wyłącznie projekty zawierające element innowacji na skalę światową. To zresztą jest wyzwanie, z którym musimy się mierzyć regularnie – aby otrzymać dofinansowanie ze środków unijnych trzeba spełniać wymóg innowacyjności na skalę globalną. Powoduje to, że wiele pomysłów nie dostaje pieniędzy, mimo że na poziomie krajowym są nowością i przed wdrożeniem przemysłowym wymagają dopracowania, zweryfikowania oraz potwierdzenia. Jest więc wyraźny rozdźwięk między tym, co jest potrzebne a tym, na co można pozyskać dotacje ze środków innych niż krajowe – ocenia Jarmicki.

Koszty produkcji przekreślą przyszłość niebieskiego wodoru?

Głównym mankamentem niebieskiego wodoru jest jego produkcja z gazu ziemnego. Wojna w Ukrainie spowodować może przyspieszenie transformacji i zwiększenie produkcji wodoru z OZE. Firma konsultingowa Rystad Energy oceniła, że od czasu rosyjskiej inwazji produkcja zielonego wodoru stała się bardziej atrakcyjna przy niższych kosztach 4 USD/kg (szczególnie na Półwyspie Iberyjskim) w porównaniu z 14 USD/kg za niebieski i 12 USD/kg za szary wodór w innych częściach Europy.

Do tego dochodzą kwestie rzeczywistej emisji dwutlenku węgla podczas produkcji niebieskiego wodoru. – W połowie 2021 roku pojawiło się opracowanie wykazujące, że wodór niebieski emituje 20 proc. więcej CO2 niż gaz ziemny. Jest to związane z ogromną ilością energii potrzebnej do wychwycenia CO2. Można zadać sobie pytanie, jak ten bilans wyglądałby, gdyby do wychwytywania CO2 użyć energii OZE. W tym zestawieniu kolorów jest jeszcze wodór szary, czyli również z gazu, tyle że bez wychwytywania CO2. Zatem prosty wniosek jest taki, że nie ma sensu rozbudowywać procesu technologicznego produkcji wodoru i pozostać na etapie wodoru szarego, do czasu, aż wodór zielony będzie dostępny w odpowiedniej ilości i konkurencyjnej cenie – wskazuje Sławomir Halbryt, prezes zarządu Sescom.

W ubiegłym roku uniwersytety Cornell i Stanford opublikowały opracowanie, które wywołało wiele zamieszania na rynku wodoru. Wzięto w nim pod uwagę nie tylko duże ilości gazu ziemnego potrzebne do napędzania samego procesu produkcji wodoru i wychwytywania CO2, ale także wycieki metanu z odwiertów i innych urządzeń w całym łańcuchu dostaw. W efekcie zdaniem autorów badania trudno mówić o zmniejszeniu emisji CO2 w przypadku niebieskiego wodoru. Branża, w tym Equinor, skrytykowały raport i uznały jego pierwotne założenia za błędne.

Kwestią otwartą jest też sam poziom wychwytywania CO2, który teoretycznie może osiągnąć 95 proc, a w praktyce jest różny.

Magazyny przyszłości

Pomysł na produkcję niebieskiego wodoru to niejedyny kierunek, w jakim zamierza prowadzić wodorowe badania PGNiG. – Mamy pomysł na współpracę z inwestorami w OZE poprzez podłączenie elektrolizera do źródeł, które nie mają dostępu do sieci.  PGNiG mógłby zająć się zagospodarowaniem produkowanego w ten sposób wodoru. Spodziewamy się, że ten model biznesu będzie ciekawą alternatywą dla inwestorów w przyszłości, gdyby, w związku z gwałtownym rozwojem OZE, pojawiły się problemy z przyłączeniem nowych mocy do sieci elektroenergetycznej – mówi Tomasz Jarmicki.

Wodór jako magazyn OZE, którego nie można podłączyć do sieci jest zdaniem prezesa Sescomu „bardzo atrakcyjną koncepcją”. – W szczegółach to zagadnienie jest bardziej złożone. Produkcja wodoru z OZE jest wciąż nieefektywna. Instalacja wytwarzania wodoru oraz magazynowania wymaga dodatkowego miejsca. Zmagazynowany wodór musi być odebrany w sposób zaplanowany. Mimo tych wyzwań uważam, że jest to bardzo ciekawa koncepcja, która może znacząco przyspieszyć transformację wodorową transportu i ciepłownictwa – mówi Halbryt.

PGNiG bada też możliwość tworzenia wielkoskalowych magazynów wodoru w kawernach solnych, tak jak obecnie gromadzony jest gaz ziemny. Uruchomienie takich magazynów to perspektywa kilku lat – samo ługowanie kawerny to około 2 lata, ale wcześniej trzeba załatwić wszystkie formalności a w przypadku wodoru to jeszcze nieprzetarta ścieżka. Z drugiej strony – jak wskazuje dyrektor departamentu badań i innowacji PGNiG – nie mamy jeszcze tyle OZE, aby była możliwość wyprodukowania tyle zielonego wodoru, żeby wypełnić nim duże magazyny. 

Zielone technologie rozwijają:

Partnerzy portalu

Technologie wspiera:
Zielone technologie rozwijają:
Rynek energii wspiera:

Partnerzy portalu

Tydzień Energetyka: Co zrobić z rosyjskim LPG? Europa szuka alternatywnych dostaw gazu; ZE PAK chce szybciej odejść od węgla; USA luzują przepisy dotyczące wydobycia ropy i gazu
Construction of the pipeline into the sea.

Partnerzy portalu

Partnerzy portalu

Kable do ładowania samochodów elektrycznych polskiego Green Cella są bestsellerem w Niemczech, ale firma z Krakowa ma większe ambicje. Na rynek trafi wkrótce ładowarka do aut elektrycznych zaprojektowana całkowicie w Polsce. GC Mamba mieści się w jednym kablu i dziś nie ma właściwie konkurencji. WysokieNapiecie.pl miało okazje przetestować ją w realnych warunkach. Jak wypadła?

Partnerzy portalu