Zwolennicy niektórych z pierwszych morskich projektów wodorowych mają niewielką nadzieję na osiągnięcie zysku.
Świat
ma rozpocząć produkcję „zielonego” wodoru z obfitych zasobów wody
morskiej. Jednak to, czy ta nisza w niszy energetyki odnawialnej ma stać
się konkurencyjnym źródłem energii, pozostaje nadal niepewne.
Obecnie
tylko około 1 proc. wytworzonego przez człowieka wodoru uważa się za
zielony i ani jednego atomu nie produkuje się na morzu.
W
koncepcji offshore zielona etykieta może zostać uzyskana dzięki
wytworzeniu wodoru z wody morskiej, która wcześniej została poddana
procesowi odsalania. A wodór produkowany jest za pomocą elektrolizerów,
które wykorzystują energię z odnawialnych źródeł.
Stanowi to nie
lada okazję dla firm naftowych, aby nie tylko obniżyć swój ślad węglowy,
ale także wykorzystać istniejącą już infrastrukturę morską wartą
miliardy dolarów. Ich platformy bez problemu mogą pomieścić
elektrolizery, a rurociągi transportować produkt na brzeg. Mogą nawet
być w stanie zasilać swoje instalacje na morzu, wykorzystując wodór
wytwarzany w elektrolizerach.
Producenci offshore również nie
powinni mieć problemu ze znalezieniem rynku. PriceWaterhouseCoopers
podał w raporcie z zeszłego roku, że do 2050 roku eksport zielonego
wodoru może być wart 300 miliardów dolarów rocznie, zapewniając około
400 000 miejsc pracy na całym świecie.
Jednak pierwsza grupa
inwestorów offshore jest nadal w fazie planowania. Ewaluacja wyników po
uruchomieniu zajmie jeszcze kilka lat. Oznacza to, że do końca dekady
możemy nie wiedzieć, czy wodór produkowany na morzu jest opłacalny.
Niektóre
z największych barier, które należy pokonać, zostały podkreślone przez
panel wiodących ekspertów ds. wodoru podczas niedawnej konferencji
Offshore Technology Conference (OTC) w Houston.
Zielony wodór w próżni
–
Główną przeszkodą są nadal koszty. Koszt produkcji wodoru za pomocą
elektrolizy jest nadal niezwykle wysoki w porównaniu z produkcją szarego
i niebieskiego wodoru – wyjaśnił René Peters.
Peters jest
dyrektorem biznesowym w holenderskiej grupie technologicznej TNO, która
jest jednym z kilkunastu partnerów próbujących uruchomić PosHYdon,
pilotażowy projekt produkcji wodoru na morzu. Oczekuje się, że
uruchomienie nastąpi na początku 2023 roku, na innowacyjnej bezzałogowej
platformie naftowo-gazowej obsługiwanej przez niezależną firmę
naftowo-gazową Neptune Energy.
Komentarze Petersa na temat
kosztów nie zostały przeniesione do aspektu morskiego, ponieważ cały
zielony wodór jest dziś wytwarzany na lądzie. Jeśli chodzi o punkt
krytyczny dla rentowności, są to odpowiednie warunki odniesienia:
·
Koszty ekologicznego wodoru wahają się od 6 USD/kg do ponad dwukrotnie
więcej, w zależności od ceny wejściowej energii odnawialnej.
· Szary wodór, wytwarzany w procesie parowego reformingu metanu (SMR), cena waha się od 1 USD/kg do 2 USD/kg.
· Niebieski wodór, czyli SMR połączony z wychwytywaniem i składowaniem węgla, kosztuje od 5 USD/kg do 7 USD/kg.
Projekt
PosHYdon może być przełomowym, ale minusem jest to, że nie oferuje
bezpośredniej drogi do konkurowania z szarym wodorem pod względem
kosztów. To tylko odskocznia.
Położona zaledwie 8 mil od
holenderskiego wybrzeża, zainstalowana w 2013 roku platforma Neptune, ma
docelowo wyprodukować do 15 000 B/D z pola naftowego Amstel.
Długoterminową
ambicją jest bezpośrednie wykorzystanie morskiej energii wiatrowej, ale
dla tego pilotażowego projektu, są to nadal zbyt duże koszty. Platforma
jest jednak w pełni zelektryfikowana, co oznacza, że ma pośrednie
połączenie z morską farmą wiatrową. Dane z tej farmy zostaną
wykorzystane do symulacji zmiennych dostaw, które byłyby dostępne dla
elektrolizera w rzeczywistym scenariuszu.
Ten centralny element –
elektrolizer o mocy 1 MW w kontenerze transportowym – będzie
znajdował się na górze, gdzie będzie pobierał pozbawioną soli wodę
morską i wypompowywał 400 kg/D wodoru.
A przy szacowanej cenie
10 milionów euro Peters przyznał, że projekt „jest dość drogi”,
zwłaszcza biorąc pod uwagę stosunkowo niewielkie rozmiary elektrolizera.
Główne
koszty to przyłącza energetyczne, system wprowadzania wodoru do linii
gazowej oraz wszystkie badania projektowe i bezpieczeństwa dla
innowacyjnego, ale jeszcze niesprawdzonego podejścia.
PosHydon
ujawnia również potrzebę wsparcia ze strony rządowej, przynajmniej na
tym etapie. Początkowo oczekiwano, że pierwsza produkcja wodoru zostanie
uruchomiona pod koniec tego roku. Ale to założenie musiało zostać
odsunięte, ponieważ projekt musiał znaleźć więcej holenderskich
partnerów, aby zapewnić dotację od holenderskiego rządu w wysokości 3,6
miliona euro, która została przyznana w lipcu.
Zjawisko to
wskazuje, że projekty uzależnione od finansowania publicznego mogą mieć
wydłużone ramy czasowe. W związku z tym PosHYdon może stracić pozycję
„pierwszej na świecie zielonej elektrowni wodoru”. Dzieje się tak,
ponieważ kolejny start-up ogłosił instalację swojego pilotażowego
projektu u wybrzeży Francji z docelowym uruchomieniem już w 2022 roku.
Peters
wskazał, że PosHYdon „zdecydowanie nie jest projektem komercyjnym”, a
jedynie mającym na celu przetestowanie wykonalności i zdobycie
doświadczenia offshore.
Program pilotażowy PosHYdon utoruje drogę
innym, którzy chcą osiągnąć ekonomiczne skalowanie. Będzie to wymagało
m.in. instalacji elektrolizerów o mocy co najmniej 100 MW, a nawet 1 GW.
Większy oznacza tańszy
Aby obniżyć koszty, jednym
z krytycznych punktów, których najbardziej potrzebuje całe spektrum
ekologicznego wodoru, nie tylko na morzu, jest skalowanie
elektrolizerów.
Aktualnie elektrolizery kosztują około 1000
USD/kW – lub 1 milion USD za MW. Niektórzy zwolennicy wodoru spodziewają
się, że cena spadnie do około 300 USD/kW w ciągu najbliższych kilku
lat, a następnie do 100 USD/kW pod koniec dekady.
Nawet przy tak
dużej zniżce Eric Miller, starszy doradca Departamentu Energii Stanów
Zjednoczonych (DOE), oznajmił uczestnikom OTC, że jest to tylko
„konieczny, ale niewystarczający warunek do osiągnięcia 1 USD/kg
wodoru”.
Technologia, na którą wielu liczy, aby uczynić zielony
wodór konkurencyjnym, nazywa się elektrolizą membrany elektrolitu
polimerowego (PEM). Chociaż nie jest to najtańsza opcja, elektroliza PEM
jest najbardziej użyteczna, przy działaniu w zmiennych obciążeniach.
Większość
dzisiejszych największych komercyjnych jednostek PEM, ma ograniczenia
mocy wejściowej na poziomie 5 MW i 10 MW. To nie jest zły wynik, biorąc
pod uwagę, że mniej niż dekadę temu „duży” oznaczał około 250 kW –
oznajmił Miller.
Zarówno wtedy, jak i teraz, aby rozwinąć się na
większą skalę, producenci wodoru po prostu przyjęli podejście modułowe,
grupując razem elektrolizery.
– Aktualnie, to rozwiązane się
sprawdza... Ale kiedy wejdziesz w skalę 100-MW lub gigawatową, to będzie
zupełnie nowa technologia – dodał Miller.
Krótkoterminowy
potencjał elektrolizerów PEM, to przynajmniej zwiększenie ich gęstości
wyjściowej. Miller powiedział, że stworzy to „bardziej zwarte, zajmujące
mniej miejsca systemy”, które „z pewnością mają przewagę w morskich,
zdalnych konstrukcjach”.
Grunt to elektrolizer
Oprócz
mocniejszych i/lub wydajnych elektrolizerów sposób ich wykonania wymaga
zmian. Dla Davida Edwardsa, kierownika eksperta ds. energii wodorowej w
firmie Air Liquide, dostawcy gazów przemysłowych, może to być
najważniejsza kwestia.
– Sukces produkcji zielonego wodoru na
dużą skalę wymaga od nas zmniejszenia kosztów kapitałowych systemu
elektrolizera o prawie rzędy wielkości – powiedział.
Brzmi
zniechęcająco. Ale Edwards był stanowczy, że jest to całkowicie możliwe.
Powiedział, że producenci elektrolizerów już odchodzą od małej skali na
rzecz technik roll-to-roll i linii montażowych.
Chociaż to
dopiero początek tej zmiany, przytoczył postęp w produkcji paneli
słonecznych jako przykład tego, dokąd może zmierzać skalowanie produkcji
zielonego wodoru. Od 2010 roku koszt instalacji fotowoltaicznych na
skalę przemysłową spadł o 82 proc., w dużej mierze dzięki ulepszeniom
produkcyjnym.
Air Liquide związała część swojej przyszłości z
wodorem, po tym, jak kilka lat temu nabyła mniejszościowy udział w
firmie o nazwie Hydrogenics. Firma, której większość należy do giganta
produkującego silniki, Cumminsa, twierdzi, że jest pierwszą firmą na
rynku z „dużymi” elektrolizerami.
W styczniu Hydrogenics i Air
Liquide zakończyły instalację największego, jak mówią, elektrolizera na
świecie – o mocy 20 MW (złożona z czterech bloków o mocy 5 MW każdy)
jest w 99 proc. zasilana energią odnawialną i znajduje się na lądzie w
Bécancour w Quebecu.
W programie są również zautomatyzowane
zakłady produkcyjne. Międzynarodowa Agencja Energii Odnawialnej (ang.
International Renewables Energy Agency) stwierdziła w niedawnym
raporcie, że automatyzacja oznacza „stopniową redukcję kosztów”, która
umożliwia liniom produkcyjnym przejście na gigawaty elektrolizerów
rocznie.
Jednym z przykładów jest norweski producent
elektrolizerów Nel, który dostarcza elektrolizer do pilotażowego
PosHYdon. W tym roku firma ukończyła pierwszą zautomatyzowaną linię
produkcyjną. Modernizacja jest częścią ambicji Nel, aby obniżyć koszty
ekologicznego wodoru do 1,50 USD/kg do 2025 roku i osiągnąć roczną moc 2
GW w swoim zakładzie w Herøya w Norwegii.
Dodatkowo, producenci
elektrolizerów chcą obniżyć koszty różnych części składowych poprzez
standaryzację. Niektóre z ważnych elementów, które to determinują,
obejmują systemy oczyszczania wody, transformatory, sprężarki, procesory
i systemy chłodzenia – z których wszystkie stanowią co najmniej połowę
kosztów dla większości elektrolizerów.
Oprócz mocniejszych i/lub
wydajnych elektrolizerów sposób ich wykonania wymaga zmian. Dla Davida
Edwardsa, kierownika eksperta ds. energii wodorowej w firmie Air
Liquide, dostawcy gazów przemysłowych, może to być najważniejsza
kwestia.
– Sukces produkcji zielonego wodoru na dużą skalę wymaga
od nas zmniejszenia kosztów kapitałowych systemu elektrolizera o prawie
rzędy wielkości – powiedział. Brzmi zniechęcająco. Ale Edwards
stanowczo podkreślał, że jest to całkowicie możliwe.
Fot. nov.com
Połączenie energii wiatrowej i rurociągów
Inną składową kosztów, prawdopodobnie równie ważną jak wszystkie inne, jest koszt energii wiatrowej.
W
styczniu Rystad Energy wykorzystał ten punkt do „wylania kubła zimnej
wody” na koncepcję morskiego wodoru, opisując bieżące koszty jako
„popisowe”. Firma konsultingowa oznajmiła w swoim raporcie, że użycie
około połowy mocy z farmy wiatrowej o mocy 1 GW skutkowałoby ceną
zielonego wodoru w wysokości 5,10 EUR/kg.
Przejęcie produkcji na
morzu może pomóc firmom osiągnąć status zerowej emisji netto dwutlenku
węgla. Rystad pisze w raporcie, że bardziej konkurencyjne aukcje dla
farm wiatrowych i postępy w technologii i skalowaniu elektrolizerów mogą
poprawić perspektywy dla sektora. Niemniej jednak jest tu wielka okazja
dla operatorów farm wiatrowych, którzy rozważają połączenie sił z
produkcją wodoru.
Peters zauważył, że farmom wiatrowym na Morzu
Północnym kończą się nieruchomości w stresie przybrzeżnej, a kolejne
inwestycje będą musiały przenieść się dalej w morze.
– To naprawdę stanowi wąskie gardło dla dalszego rozwoju morskiej energetyki wiatrowej po 2030 roku – skwitował Peters.
Farmy
wiatrowe zlokalizowana z dala od strefy brzegowej będą musiały stawić
czoła zwiększonym kosztom, z prostej przyczyny, jaką jest chociażby
infrastruktura stanowiąca podłączenie do sieci na lądzie. Można jednak
obniżyć te koszty, łącząc przyszłe instalacje z produkcją wodoru.
Peters
wskazał na mapę podczas swoich wystąpień w OTC, pokazującą rozległą
sieć rurociągów na Morzu Północnym, które kończą się w punktach w
Holandii, Wielkiej Brytanii, Niemczech oraz Danii.
TNO i inni
proponują, aby te rurociągi zaczęły być traktowane jako kable
energetyczne. Peters powiedział, że każda z największych linii
magistralnych może pomieścić od 10 do 20 GW potencjału mocy w postaci
płynącego wodoru.
Zmniejszyłoby to również koszty elektrowni na
lądzie, które przekształcają napięcie prądu stałego pochodzącego z farm
wiatrowych na prąd przemienny, na którym działa sieć.
Istnieją
jednak obawy dotyczące kompatybilności rurociągów, ponieważ wodór
powoduje kruchość stali. Niektóre z najnowszych badań wskazują, że w
odpowiednich warunkach (tj. ciśnienie, temperatura i metalurgia
rurociągów) znaczna część istniejącej infrastruktury będzie odpowiednia
do transportu wodoru.
Ogólnie uważa się, że około 20 proc. wodoru
można zmieszać z gazem ziemnym w konwencjonalnym rurociągu, zanim
pojawią się problemy.
W projekcie PosHYdon wodór będzie płynął do
rurociągu w maksymalnym stężeniu 10 proc. w strumieniu gazu ziemnego do
platformy hubowej. Stamtąd wodór popłynie do Rotterdamu większą linią
wielofazową w stężeniu 1 proc.
Fot. nov.com
Nowa infrastruktura i innowacje
Istniejąca infrastruktura pomaga w pewnym stopniu obniżyć wymagania kapitałowe w produkcji wodoru.
Poza
Morzem Północnym inni, w tym Saipem na włoskim Adriatyku, rozważają
ponowne wykorzystanie platform naftowych i gazowych do przechowywania
elektrolizerów. Ale chociaż istniejąca infrastruktura może obniżyć
wymagania kapitałowe, nakłada również ograniczenie na wielkość
instalacji elektrolizy, które można wykorzystać.
Na przykład
projekt PosHYdon ograniczył się do elektrolizera o mocy 1 MW ze względu
na dostępną przestrzeń w górnej części platformy i ograniczenie ciężaru.
Nawet
jeśli do przyszłych projektów zostaną wybrane większe platformy, nadal
istnieje duże prawdopodobieństwo, że skalowanie do 100 MW i większych
mocy będzie wymagało dedykowanych, specjalnych obiektów. Jedną z takich
propozycji jest projekt belgijskiej firmy inżynieryjnej Tractebel Engie
dotyczący 400-megawatowej platformy dedykowanej zielonemu H2.
Platformy
dedykowane to tylko jeden z krążących wokół pomysłów. W lutym duński
rząd zatwierdził plany budowy dwóch stworzonych przez człowieka „wysp
energetycznych”, jednej na Morzu Bałtyckim i jednej na Morzu Północnym, w
których znajdą się setki turbin wiatrowych. Koncepcja jest nadal w
fazie badań, ale wyspy byłyby prawdopodobnie wystarczająco duże, aby
pomieścić również elektrolizery.
Niezależnie od tego, czy są one
modernizowane, czy instalowane w nowych obiektach, kolejnym pomysłem
jest mieszanie zielonego wodoru z amoniakiem. Amoniak jest sprawdzonym
„nośnikiem” energii wodorowej, który umożliwia transport czystego,
palącego się gazu w postaci cieczy.
Obecnie amoniak jest używany
na całym świecie przede wszystkim do produkcji nawozów i oczyszczania
ścieków. Ale w połączeniu z wodorem ma potencjał, aby stać się kolejnym
paliwem bunkrowym dla światowej floty morskiej, która potrzebuje
alternatyw bez siarki.
Może być również wykorzystywany do
zasilania obiektów morskich, ograniczając potrzebę elektryfikacji jako
sposobu na dekarbonizację. Pomysł ten został również zgłoszony na
tegorocznym OTC przez firmę NOV zajmującą się technologiami
naftowo-gazowymi.
OTC 31294 NOV przedstawia koncepcję podmorskich
zbiorników magazynowych, które będą wypełnione ciekłym amoniakiem z
zielonym wodorem.
W przypadku platformy działającej na mocy 20 MW
i oddalonej o około 100 km od brzegu NOV szacuje koszty certyfikacji na
około 250 milionów dolarów. Wybór zamiast tego podmorskiego składowania
zielonego amoniaku może kosztować około połowę tej kwoty.
Operatorzy
farm wiatrowych mogliby również skorzystać na tym rozwiązaniu, mając
możliwość przekształcenia nadmiernej produkcji w łatwo magazynowane
źródło energii.
NOV przyznał jednak, że jego prognozy kosztów są
prawdopodobnie nieco zbyt optymistyczne. Nie uwzględniają faktu, że
proponowana technologia, która jest w trakcie testów, wymaga dalszych
inwestycji, aby mogła zostać zrealizowana, ani kosztów energii wiatrowej
i amoniaku. Powiedział, że producenci elektrolizerów już odchodzą od
małej skali na rzecz technik roll-to-roll i linii montażowych.
Chociaż
to dopiero początek tej zmiany, przytoczył postęp w produkcji paneli
słonecznych jako przykład tego, dokąd może zmierzać skalowanie produkcji
zielonego wodoru. Od 2010 roku koszt instalacji fotowoltaicznych na
skalę przemysłową spadł o 82 proc., w dużej mierze dzięki ulepszeniom
produkcyjnym.
Air Liquide związała część swojej przyszłości z
wodorem, po tym, jak kilka lat temu nabyła mniejszościowy udział w
firmie o nazwie Hydrogenics. Firma, której większość należy do giganta
produkującego silniki, Cumminsa, twierdzi, że jest pierwszą firmą na
rynku z „dużymi” elektrolizerami.
W styczniu Hydrogenics i Air
Liquide zakończyły instalację największego, jak mówią, elektrolizera na
świecie – o mocy 20 MW (złożona z czterech bloków o mocy 5 MW każdy)
jest w 99 proc. zasilana energią odnawialną i znajduje się na lądzie w
Bécancour w Quebecu.
W programie są również zautomatyzowane
zakłady produkcyjne. Międzynarodowa Agencja Energii Odnawialnej (ang.
International Renewables Energy Agency) stwierdziła w niedawnym
raporcie, że automatyzacja oznacza „stopniową redukcję kosztów”, która
umożliwia liniom produkcyjnym przejście na gigawaty elektrolizerów
rocznie.
Jednym z przykładów jest norweski producent
elektrolizerów Nel, który dostarcza elektrolizer do pilotażowego
PosHYdon. W tym roku firma ukończyła pierwszą zautomatyzowaną linię
produkcyjną. Modernizacja jest częścią ambicji Nel, aby obniżyć koszty
ekologicznego wodoru do 1,50 USD/kg do 2025 roku i osiągnąć roczną moc 2
GW w swoim zakładzie w Herøya w Norwegii.
Dodatkowo, producenci
elektrolizerów chcą obniżyć koszty różnych części składowych poprzez
standaryzację. Niektóre z ważnych elementów, które to determinują,
obejmują systemy oczyszczania wody, transformatory, sprężarki, procesory
i systemy chłodzenia – z których wszystkie stanowią co najmniej połowę
kosztów dla większości elektrolizerów.
Energetyka, OZE
Gospodarka odpadami, Recykling
Ekologia, Ochrona środowiska
E-transport, E-logistyka, E-mobilność
EkoDom, EkoBudownictwo
EkoRolnictwo, BioŻywność
Prawo, Administracja, Konsulting
Rząd zaakceptował rewizję KPO w sprawie dodatkowego terminalu technicznego offshore w Darłowie
Prezes PSE: Polska energetyka potrzebuje lepszej koordynacji działań
W 2023 r. w małych instalacjach OZE wyprodukowano 4 TWh energii
Urząd Regulacji Energetyki zatwierdził projekt zwiększenia możliwości przesyłu gazu w kierunku Ukrainy
Westinghouse osiąga ważny kamień milowy, rozpoczynając eksploatację komercyjną bloku nr 4 w elektrowni Vogtle
Od 1 maja zakaz użytkowania tzw. kopciuchów w Małopolsce
Ropa brent | 83,76 $ | baryłka | 1,33% | 11:11 |
Cyna | 23110,00 $ | tona | 0,64% | 29 lis |
Cynk | 2507,00 $ | tona | -0,87% | 29 lis |
Aluminium | 2177,00 $ | tona | 0,60% | 29 lis |
Pallad | 1021,53 $ | uncja | -1,54% | 11:10 |
Platyna | 936,30 $ | uncja | -0,31% | 11:11 |
Srebro | 25,06 $ | uncja | 0,08% | 11:11 |
Złoto | 2038,40 $ | uncja | -0,33% | 11:11 |