Partner relacji: ORLEN SA
Taka ocena wyłania się z wypowiedzi uczestników panelu poświęconego wodorowi na Europejskim Kongresie Gospodarczym.
Grzegorz Pawelec, dyrektor odpowiedzialny za regulacje i rynek w stowarzyszeniu Hydrogen Europe, pytany, czy Unia Europejska nadal zamierza dekarbonizować przemysł, odpowiedział, że Bruksela zdania w tej sprawie nie zmieniła i nadal pokłada nadzieje w wodorze jako paliwie transformacji. – Są branże, których de facto nie da się dekarbonizować bez wodoru, jak produkcja stali, amoniaku czy też transport ciężki. Są też branże, których się nie da zelektryfikować, i to Komisja Europejska wie i widzi w swoich wszystkich modelowaniach miejsce dla wodoru – powiedział. Wskazał, że Bruksela wykazuje większą otwartość na neutralność technologiczną, czyli na wodór wytwarzany w inny sposób niż tylko z OZE.
Unijne cele trudne do realizacji
Paweł Bielski, wiceprezes Grupy Azoty, pytany o cele związane z dekarbonizacją sprowadzał uczestników panelu na ziemię. – Wyzwania związane z transformacją przemysłu chemicznego mają jedno źródło, a jest nim zmiana unijnej dyrektywy RED II, która wprowadziła cel zwiększenia udziału źródeł odnawialnych w przemyśle. Pierwszy cel mówił o zwiększaniu o 1,6 proc. wykorzystania OZE w przemyśle. Ten cel nie niesie żadnych konsekwencji, jeżeli byłby niezrealizowany. Równolegle pojawił się drugi cel, który wskazuje stosowanie 42 proc. wodoru i amoniaku. Ten cel jest na tyle ambitny, że już nawet na etapie jego tworzenia europejski przemysł nawozowy zwracał uwagę, że jest on niemożliwy do spełnienia. Dzisiaj widzimy, że jest on praktycznie nieosiągalny, i postulujemy, żeby ten cel zawiesić – powiedział Bielski. Wskazał, że przemysł nawozowy nie ucieka od dekarbonizacji, ale przejście na zielony wodór jest bardzo trudne do dotrzymania.
– Jeśli popatrzymy na krajowe zapotrzebowanie na wodór, to mamy je na poziomie 200 000 ton. (…). Jednak na koniec 2023 r. w całej Unii Europejskiej produkcja zielonego wodoru wynosiła około 25 000 ton, czyli 1/8 tego, co my w Polsce potrzebujemy (…). Postulujemy całkowite zawieszenie tego warunku na 2030 r. jako niemożliwego do realizacji – powiedział.
Grzegorz Jóźwiak, dyrektor biura technologii wodorowych i paliw syntetycznych w Orlenie, podkreśla, że spółka traktuje niskoemisyjne cele jako alternatywę do tego, żeby osiągnąć dekarbonizacyjne.
– Wodór, oprócz celów związanych z kierunkiem klimatycznym, daje możliwość dywersyfikacji energii – powiedział. Orlen wykorzystanie wodoru postrzega w czterech obszarach: dekarbonizacji rafinerii, przemyśle nawozowym, przy paliwach syntetycznych i transporcie. Jego zdaniem, jeśli chodzi o przemysł nawozowy, cele należałoby zweryfikować i pozwolić w tym obszarze na większą neutralność technologiczną, żeby ten przemysł mógł być konkurencyjny również w skali światowej.
W zakresie rafinerii Orlen realizuje projekty, które głównie skoncentrowane są na północy Polski przy wielkoskalowej produkcji wodoru. Z jednej strony koncern chce wykorzystać możliwości zastąpienia szarego wodoru z rafinerii wodorem z odnawialnych, niskoemisyjnych źródeł, a jednocześnie wykorzystać ten potencjał, który tworzy się na północy, w zakresie powstających źródeł odnawialnych (głównie energetyka wiatrowa na morzu). – W kontekście naszych potrzeb na produkcję wodoru patrzymy z punktu widzenia dekarbonizacji rafinerii. Projekty typu Hydrogen Eagle czy Green H2 dotyczące paliw syntetycznych to projekty, które obejmują moc zainstalowaną w elektrolizerach na poziomie 700 MW. W grupie kapitałowej mamy jeszcze nasze aktywa na Litwie i w Czechach, gdzie moce szacowane są na ok. 100 MW. Patrząc na inne projekty w strategii, nasze źródła wytwórcze wielkoskalowe będą miały poziom mocy 900 MW – wyliczał Jóźwiak.
Huty na wodór? To już się dzieje w Polsce
Michał Pietrek, wiceprezes i dyrektor handlowy w firmie Izostal, przypomina, że tradycyjne metody wytopu stali czy też surówki są nadal oparte na węglu. – Dużą emisję CO2 zastępujemy. Staramy się używać do tego wodoru niezależnie od koloru – czy to jest zielony, czy niebieski. Na razie korzystamy głównie z niebieskiego (pochodzi z odzysku z emisji CO2 – red.). Niebieski wodór pozwala nam na redukcje tlenków żelaza. Huty już dostrzegają ten aspekt – powiedział.
Jako przykład podał hutę ArcelorMittal w Krakowie, gdzie działają już piece wodorowe. – To, że wykorzystujemy w tej chwili niebieski wodór, jest jak najbardziej słuszne. Mamy czas na to, aby się przygotować do przejścia już na zieloną stal – wskazał.
Jak dodał, jego firma szykuje się także na produkcje rur, które poza gazem będą także przesyłać wodór. – Dostarczyliśmy już pierwsze rury, którymi może być transportowana mieszanka gazu z wodorem dla Polskiej Spółki Gazownictwa. Pracujemy nad powłokami dlatego, że produkt do transportu wodoru to nie tylko sama stal, ale również powłoki – zdradził.
Patrząc na wodór – ten szary lub niebieski jest łatwy do pozyskania przez huty. – Korzystamy z szarego lub niebieskiego, wychwytujemy CO2, rynek to przyjmuje, natomiast cele klimatyczne są znacznie ambitniejsze, a ich realizacja zajmie kilka lat – powiedział wiceprezes.
Branża stalowa już ponosi bardzo wysokie koszty, jak np. w przypadku własnych źródeł odnawialnych na elektrolizery.
– Jeśli produkowalibyśmy całkowicie zieloną stal i odeszli od szarego, niebieskiego wodoru, to w pełni realizujemy cele klimatyczne, ale niestety produkt finalny nie znajdzie odbiorcy przez wysokie ceny. Koszty wytworzenia zielonej stali są wyższe o ok. 25–30 proc. względem obecnych technik – dodał.
Problemy z przesyłem wodoru
Piotr Kuś, dyrektor generalny ENTSOG (Europejska Sieć Operatorów Systemów Przesyłowych Gazu), wskazuje, że na naszym kontynencie mamy najlepiej rozwiniętą globalnie sieć przesyłową gazu, która pokrywa praktycznie wszystkie kraje członkowskie.
– Przygotowujemy się do przesyłu nieco innych molekuł niż gaz ziemny, co jest związane z celami klimatycznymi. Na początku pojawi się większa ilość biogazu, biometanu. Widzimy też bardzo duże wyzwanie związane z wodorem i ten wodór będziemy musieli transportować – powiedział Kuś.
Dodał, że na początek będzie to transport pewnych domieszek różnego rodzaju gazów w formie blendowania. – Oczywiście będziemy się też przyglądać temu, jak połączyć produkcję wodoru na terenie Europy, jak połączyć potencjalne kierunki dostaw spoza Europy poprzez korytarze do rynków, gdzie ten wodór będzie używany – dodał.
Agnieszka Ozga, dyrektor pionu transformacji energetycznej w firmie Gaz-System, poinformowała, że operator przygotowywał się do dialogu z rynkiem w zakresie możliwości produkcji zielonego wodoru, tak żeby dostarczyć go do klientów, którzy zgłoszą popyt na zielony wodór.
– Musimy wiedzieć, ile zielonego wodoru jesteśmy w stanie wyprodukować na miejscu w Polsce, ale jest on niewystarczający, jeśli uwzględnimy chociażby to, co wyszło w ramach naszego ćwiczenia, czyli tzw. wodorowej mapy Polski. Dlatego musimy zbudować potencjał importowy. Natomiast z punktu widzenia samej infrastruktury – jako Gaz-System mamy rolę służebną wobec rynku. Aby budować infrastrukturę, musimy mieć wiedzę, w którą stronę będzie się transformował rynek i jakie będzie zapotrzebowanie na wodór – podkreśliła Ozga, która nie kryje jednak, że będzie to kosztować.
Na podstawie wyników wodorowej mapy Polski Gaz-System próbuje przygotować się do opracowania krajowej koncepcji przebiegu sieci wodorowej. – Mamy dwa projekty transgraniczne: jeden duży korytarz wodorowy łączący Finlandię z krajami bałtyckimi, Polską i Niemcami i drugi mniejszy klaster zachodniopomorski, gdzie realizujemy mniejszy projekt wodorowy, na co otrzymaliśmy dofinansowanie z Komisji Europejskiej – dodała Ozga.
Zielony wodór? Na razie zbyt droga technologia
W zachowawczym, żeby nie powiedzieć sceptycznym tonie wobec wodoru wypowiadał się Ryszard Pawlik, szef brukselskiego biura Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej. Pytany o zastosowanie wodoru w elektroenergetyce wskazał, że w ubiegłym roku największy producent energii elektrycznej w Japonii rozpoczął pierwszy na świecie demonstracyjny, komercyjny projekt współspalania amoniaku. To był amoniak z szarego wodoru.
– Trzeba uczciwie powiedzieć, że eksperci byli dość głęboko sceptyczni wobec tego projektu, uważali, że to jest dość droga technologia oraz mieli wątpliwości co do efektywności. Dodatkowo nawet na poziomie 50 proc. współspalania tego amoniaku taka elektrownia nadal jest bardziej emisyjna niż gazowa – powiedział Pawlik.
Przypominał, że do 2030 r. mamy podnieść poziom tej elektryfikacji w całej gospodarce Unii Europejskiej z 21,2 proc. do 32 proc.
Wyzwaniom związanym z potrzebami dekarbonizacji produkcji nawozów próbuje sprostać Orlen.
– Sprawdzamy potencjał. Zapytaliśmy rynek, czy amoniak jest dostępny i w jakiej cenie. Jesteśmy zainteresowani trzema etapami importu amoniaku. Pierwszy etap jest testowy. W ciągu dwóch–trzech lat chcielibyśmy przetestować import zielonego lub niskoemisyjnego amoniaku do naszych zakładów, żeby sprawdzić ekonomikę i to, czy można ograniczyć emisję. W drugim etapie spojrzymy na potrzeby Anwilu w kontekście dekarbonizacji nawozów, czyli wspominany cel 42 proc. Na razie nie mówmy o terminach, bo najważniejsze jest to, żeby ten rynek faktycznie zbadać. I w trzecim etapie mówimy też o możliwości pełnego importu – stwierdził Grzegorz Jóźwiak, dyrektor biura technologii wodorowych i paliw syntetycznych w Orlenie.
Bielski wskazał z kolei, że Grupa Azoty jest już teraz w stanie zagospodarować importowany niskoemisyjny amoniak. Importujemy niewielkie ilości, co wynika wyłącznie z ekonomiki. – Dziś możemy kupić go taniej, niż jesteśmy w stanie wyprodukować tutaj w naszych zakładach. Mamy zdolności logistyczne. (…) Natomiast jest to koszt 1000 dolarów za tonę i to jest cena, której obecny rynek by nie przyjął. Trzeba popatrzeć na konkurencyjność przemysłu, bo nie chodzi przecież o to, czy mamy coś zielonego, czy niebieskiego – powiedział Bielski, dodając, że ma to szczególne znacznie dla klientów Azotów, którymi są rolnicy, a ci wysokich kosztów mogą nie zaakceptować.
Partner relacji: ORLEN SA
