Potrzeby regulacyjne dotyczące importu wodoru i infrastruktury importu

Aby rozwiązać problem niepewności produkcji i rynku, strategia ma na celu koordynację z sąsiadami w zakresie badań, innowacji i polityki, a także inwestycji bezpośrednich i sprawiedliwego handlu wodorem i pochodnymi. Import wodoru z krajów Wspólnoty Energetycznej lub Afryki Północnej (np. Egiptu, Libii) może być potencjalnie konkurencyjny. Ponadto dostawy rurociągami mogą być bezpieczniejsze niż przesył z innych regionów, ponieważ w tym przypadku znacznie bardziej ograniczona byłyby konkurencja np. ze strony rynków azjatyckich. Jeśli chodzi o bariery regulacyjne i rynkowe dla importu wodoru do UE, istnieją pewne badania, ale temat jest raczej nowy i istnieje jeszcze niewiele zasad dotyczących wspierania międzynarodowego handlu wodorem i importu wodoru do UE. W niniejszym opracowaniu przedstawiono  zalecenia dotyczące ram politycznych i regulacyjnych promujących import wodoru i jego pochodnych do UE.

Dodajmy, że wspomniana wyżej Wspólnota Energetyczna, wcześniej znana jako Wspólnota Energetyczna Europy Południowo-Wschodniej, jest organizacją międzynarodową utworzoną przez Unię Europejską (UE) i szereg krajów trzecich w celu rozszerzenia wewnętrznego rynku energii UE na Europę Południowo-Wschodnią i poza nią. Swoim podpisem państwa sygnatariusze zobowiązały się do uznania acquis communautaire w zakresie energii uzgodnionego w UE, do opracowania odpowiednich ram regulacyjnych oraz do liberalizacji swoich rynków energii zgodnie z postanowieniami acquis i traktatu. Korzenie Wspólnoty Energetycznej sięgają Porozumienia w sprawie Regionalnego Rynku Energii Elektrycznej i Gazu w Europie Południowo-Wschodniej zawartego w Memorandum Ateńskim Paktu Stabilności dla Europy Południowo-Wschodniej. W związku z tym utworzenie Wspólnoty Energetycznej stanowi ważny krok polityczny w kluczowym sektorze gospodarki przed wejściem państw założycielskich do UE. Ramy instytucjonalne Wspólnoty Energetycznej są bardzo podobne do ram UE. 

Negocjując tę umowę, Komisja powtórzyła instytucje stworzone przez ojców założycieli Wspólnoty Europejskiej i przywróciła je poza jej granicami. Podpisując traktat, UE ustanowiła duchową tożsamość z Europejską Wspólnotą Węgla i Stali, która była poprzedniczką UE. W 2007 roku Rada Ministrów Wspólnoty Energetycznej podjęła decyzję o powołaniu grupy zadaniowej ds. efektywności energetycznej, która w 2013 roku została przemianowana na Grupę Koordynacyjną ds. Efektywności Energetycznej (EECG) i stworzyła szeroką platformę współpracy między przedstawicielami resortów i agencji energii i efektywności energetycznej w krajach sygnatariuszach, krajach-obserwatorach i uczestnikach. Od 2009 r. wspólnota energetyczna znajduje się w centrum dorobku prawnego UE w dziedzinie energii. W dziedzinie energii odnawialnej dyskusja na temat unijnej dyrektywy w sprawie odnawialnych źródeł energii rozpoczęła się w 2008 roku. W 2009 r. Rada Ministrów powołała grupę zadaniową ds. energii odnawialnej, a w październiku 2015 r. ministrowie podjęli decyzję o reaktywacji grupy zadaniowej ds. energii ze źródeł odnawialnych. Organizacja została początkowo powołana na okres dziesięciu lat. W 2013 r. Rada Ministrów podjęła decyzję o przedłużeniu go do 2026 r. Ramy prawne zostały zmienione w 2018 r. Zakres tematyczny przy różnych okazjach był rozszerzany i obecnie obejmuje również ustawodawstwo związane z bezpieczeństwem dostaw, efektywnością energetyczną, ropą naftową, energią odnawialną, statystyką, infrastrukturą i klimatem. Cele w zakresie energii odnawialnej, efektywności energetycznej i redukcji gazów cieplarnianych do 2030 r. mają zostać przyjęte przez Radę Ministrów w 2022 r.

W zamyśle autorów niniejszy raport dotyczy tematów kontekstowych i barier, które należy wziąć pod uwagę podczas ustanawiania polityk i przepisów dotyczących międzynarodowego handlu wodorem, w szczególności w odniesieniu do importu do UE. Niektóre z barier odnoszą się generalnie do braku w chwili obecnej handlu międzynarodowego tym produktem, inne dotyczą infrastruktury wodorowej i projektowania rynku. Autorzy zauważają, że kilka z tych barier należy usunąć po uzgodnieniu i wdrożeniu propozycji legislacyjnych pakietu dotyczącego rynku wodoru i gazu dekarbonizowanego:

• Oprócz tego, że każdy gracz w łańcuchu wartości potrzebuje jasności co do przyszłej agendy wodorowej, konieczne jest zdefiniowanie preferowanych technologii produkcji, a także kryteriów certyfikacji w celu rozpoczęcia inwestycji;

• Problemem jest brak zharmonizowanych systemów certyfikacji dla wodoru, ponieważ blokuje on rozliczanie redukcji emisji osiągniętych w ramach sektorowych celów w zakresie energii odnawialnej i umożliwia składanie fałszywych oświadczeń przez producentów wodoru, jak również skutkuje brakiem zaufania ze strony społeczeństwa w stosunku do niskoemisyjnego charakteru wodoru;

• Umowy międzyrządowe i partnerstwa strategiczne mogą wspierać międzynarodowy handel wodorem, do czego najlepiej nadają się umowy dwustronne (w przeciwieństwie do wielostronnych);

• Rozwój infrastruktury importowej będzie wymagał pewności co do prognoz ilościowych wodoru.

• Przyszłe ramy regulacyjne powinny dotyczyć zmiany przeznaczenia istniejących regulowanych terminali skroplonego gazu ziemnego (LNG), w przeciwnym razie brak ram w tym zakresie może spowolnić inwestycje w krytyczną infrastrukturę wodorową. Istotne elementy terminalu LNG muszą zostać zmienione/wymienione w celu przekształcenia go w terminal LH₂. Oznacza to także, że przewaga kosztowa terminalu LH2 o zmienionym przeznaczeniu nie jest znacząca w porównaniu z nowo wybudowanym. Jest też mało prawdopodobne, aby istniejące terminale LNG mogły być przystosowane do obsługi wielu przewoźników jednocześnie.

• Istniejące długoterminowe kontrakty na moce gazowe mogą utrudniać konwersję istniejących aktywów ze względu na zobowiązania dostawcze - bardziej prawdopodobne w przypadku gazociągów niż terminali LNG.

Przypomnijmy, że skroplony gaz ziemny (w skrócie LNG) to komercyjny gaz ziemny skroplony do postaci ciekłej. Składa się głównie z metanu, ale zawiera również do 10% etanu i niewielkie ilości innych gazów (w szczególności propanu i butanu). Metan przechodzi w stan ciekły w temperaturze −161°C pod ciśnieniem atmosferycznym, przybiera postać przejrzystej, przezroczystej, bezwonnej, niekorozyjnej i nietoksycznej cieczy. W tej postaci gaz ma gęstość 422,62 kg m-3, zajmując sześćset razy mniej objętości niż w zwykłej postaci w normalnych warunkach temperatury i ciśnienia i 2,5 razy mniej niż sprężony pod ciśnieniem 200 barów. Jako paliwo jego NCV wynosi 22,4 MJ/L, czyli 60% wartości NCV. Przemysłowo LNG jest produkowany w dużych ilościach w instalacjach kriogenicznych. Wykorzystywany jest głównie jako środek transportu morskiego gazu ziemnego z krajów produkujących do krajów będących konsumentami. Około 12% gazu ziemnego produkowanego na całym świecie w 2019 roku jest transportowane tą metodą. Może być również sprzedawany jako energia końcowa, tj. bezpośrednio do użytkowników, jako paliwo do statków lub pojazdów lądowych oraz jako rozwiązanie w zakresie dostaw gazu ziemnego do obiektów niepodłączonych do sieci. Jego rola w globalnym zaopatrzeniu w energię rośnie.

LNG nie należy mylić ze skroplonym gazem naftowym, składającym się głównie z propanu i butanu, węglowodorów nasyconych o odpowiednio trzech i czterech atomach węgla (wobec tylko jednego dla metanu); ani z płynnymi gazami ziemnymi, zwanymi również kondensatami, które są benzyną naturalną otrzymywaną przez kondensację węglowodorów w zakresie od pentanu (pięć atomów węgla) do oktanu (osiem atomów węgla) na wylocie odwiertów gazu ziemnego.

LNG wymaga wyjątkowo dobrze izolowanych zbiorników, zarówno do przechowywania na lądzie (zbiorniki terminalowe), jak i do transportu (cysterny LNG, cysterny na samochodach ciężarowych). Mobilny zbiornik (statek, cysterna na samochód ciężarowy itp.) skroplonego gazu ziemnego zazwyczaj składa się z podwójnej stalowej ściany (wewnątrz ze stali nierdzewnej, na zewnątrz ze stali węglowej), z dość wysokim podciśnieniem w przestrzeni między dwiema ścianami w celu zapobiegania wymianie ciepła przez konwekcję. Zbiorniki stałe, szczególnie w portach LNG, są zazwyczaj montowane w konstrukcji nośnej z betonu sprężonego. Zbiornik wewnętrzny wykonany jest ze stali nierdzewnej. Znaczne grubości perlitu lub wełny skalnej oddzielają zbiorniki wewnętrzne i zewnętrzne. Zbiorniki są zakopane, ale większość jest zbudowana nad ziemią i często umieszczana na siatce z pali stalowych w celu zmniejszenia wymiany ciepła przez przewodzenie z dużą pojemnością cieplną gruntu. Zbiornik LNG, czymkolwiek jest (cysterna LNG, cysterna kolejowa, zbiornik stały itp.) nie może być napełniany bezpośrednio, gdy jest pusty i w temperaturze otoczenia. Zbiornik musi być schłodzony, aby uniknąć szoku termicznego podczas nalewania LNG. Musi być również obojętny, to znaczy tlen obecny w zbiorniku musi zostać wyeliminowany ze względów bezpieczeństwa, aby uniknąć przypadkowego spalania. Aby spełnić te dwa wymagania, stosuje się ciekły azot; na zbiornikowcu LNG operacja ta trwa około dwunastu godzin.

Bilans CO2 instalacji zasilanej gazem w obrocie międzynarodowym LNG jest powiększany o energochłonność produkcji i transportu paliwa, która jest większa niż w przypadku instalacji zasilanej bezpośrednio ze złóż siecią gazową i rurociągami. Przeprowadzone badanie z 2005 r. ocenia emisje CO2 w całym cyklu elektrowni gazowej w Japonii na 518 g/kWh, z czego 407 g pochodzi z końcowego spalania gazu w elektrowni. Ujawnione rozbieżności są uzależnione od tego, co jest niezbędne do produkcji i transportu LNG. Niemniej jednak, nawet biorąc pod uwagę te elementy, elektrownia ta emituje prawie o połowę mniej CO2 niż elektrownia węglowa.  W 2022 roku firma doradcza Carbone 4 oszacowała, że skroplony gaz ziemny będzie emitował średnio 2,5 razy więcej CO2 niż gaz transportowany gazociągami. Istnieją jednak dwa ważne wyjątki: gaz rosyjski i gaz algierski. Miałyby one znacznie gorszy ślad węglowy niż LNG przybywający drogą morską z Kataru lub Nigerii ze względu na słabą jakość instalacji i brak kontroli z powodu „nieudolnego zarządzania”, co skutkuje znacznie wyższym wskaźnikiem wycieków metanu. Najgorszym pod względem emisji CO2 pozostałby amerykański gaz łupkowy ze względu na zużycie energii niezbędnej do szczelinowania skał i na wycieki metanu spowodowane tym procesem. Według niektórych ekspertów taka emisja CO2 byłaby od 1,5 do 4 razy większa niż wydobycie gazu konwencjonalnego. Z drugiej strony warto dodać, że dzięki integracji emisji ze spalania górny zakres śladu węglowego amerykańskiego LNG odpowiada 85% emisji węgla przy tej samej ilości zużytej energii.

Oprócz stopniowych ulepszeń technicznych (wydajność, izolacja), ważną drogą poprawy bilansu energetycznego sektora LNG jest odzyskiwanie zimna resztkowego: jeden kg LNG pochłania około 830 kJ do odparowania i powrotu do temperatury otoczenia, czyli 1,5% jego PCI. W skali terminala importowego odzyskiwanie tej energii (a tym samym odzyskiwanie części energii potrzebnej do skraplania) stanowi znaczną oszczędność. Niektóre terminale wykorzystują chłód resztkowy do zasilania generatora organicznego obiegu Rankine'a, przystosowanego do takich poziomów temperatury, do chłodzenia powietrza dopływającego do turbin elektrociepłowni (co poprawia jej sprawność, zgodnie z drugą zasadą termodynamiki), lub jako wsad dla kriogenicznej jednostki destylacji powietrza (produkcja ciekłego tlenu i azotu). Możliwe są inne obszary zastosowań, takie jak chłodzenie centrów danych, przemysł spożywczy (produkcja mrożonek), klimatyzacja przez sieć chłodniczą lub odsalanie wody morskiej.

W raporcie podsumowano pięć zaleceń politycznych mających na celu usunięcie wspomnianych barier utrudniających międzynarodowy handel wodorem:

• Dwustronne i wielostronne partnerstwa strategiczne i dialog z krajami eksportującymi muszą być ustanowione jako ramy dla przyszłego handlu, zapewniające pewność inwestycji, umożliwiające rozwój wiedzy technicznej, zajmujące się finansowaniem i biorące pod uwagę kontekst całościowy;

• Mechanizmy tworzenia rynku można opracować na poziomie UE. Biorąc pod uwagę brak międzynarodowego łańcucha wartości wodoru, kapitałochłonność inwestycji i przyszłe niepewności, konieczne jest skoordynowane podejście do rozwoju podaży i popytu;

• Zgodność importowanego wodoru i nośników z normami certyfikacji UE, z krajowymi i międzynarodowymi organami ułatwiającymi przyjęcie systemów certyfikacji;

• Jasne ramy regulacyjne dla infrastruktury importowej w celu zmniejszenia ryzyka regulacyjnego dla potencjalnych inwestorów i zapewnienia, że nowe inwestycje infrastrukturalne są dostosowane do celów energetycznych i klimatycznych, w tym standardów jakości, pozwalających na zmianę przeznaczenia infrastruktury;

• Zachęcanie operatorów infrastruktury i uczestników rynku do podejmowania działań mających na celu eliminację ograniczeń istniejących długoterminowych kontraktów na gaz ziemny oraz w celu tworzenia nowych warunków kontraktowych, aby umożliwić zmianę przeznaczenia istniejącej infrastruktury gazowej na import wodoru.

Według twórców raportu znaczące wykorzystanie wodoru i pochodnych, przewidziane w Strategii Wodorowej Komisji Europejskiej, z wielu powodów będzie wymagało zastosowania różnych form magazynowania wodoru. Głównym powodem jest dopasowanie profili podaży i popytu na wodór, napędzane nieciągłością odnawialnych źródeł energii, wykorzystaniem wodoru w przemyśle, transporcie i ostatecznie energetyce. Magazynowanie wodoru powinno zwiększać wartość ekonomiczną dla uczestników rynku (producentów i odbiorców wodoru), zwiększać bezpieczeństwo dostaw unijnego systemu energetycznego, a także zapewniać elastyczność sektorom energii elektrycznej i gazu (metanowego) bez konieczności dodatkowych inwestycji m.in. zdolności produkcyjne wodoru.

Ponadto istnieją znaczne różnice między różnymi technologiami przechowywania wodoru pod względem dojrzałości, cech technicznych i ekonomicznych oraz potencjalnych zastosowań. Aby magazynowanie wodoru mogło wykorzystać swój potencjał, należy osiągnąć ulepszenia techniczne, redukcję kosztów oraz demonstrację i wdrożenie na dużą skalę.

Oprócz wyzwań technicznych i ekonomicznych istnieją bariery regulacyjne dla wdrażania magazynowania wodoru. Głównym celem tej sekcji jest zatem przeprowadzenie analizy potencjału i środków rozwoju magazynów wodoru i pochodnych w UE.

Przypomnijmy, że 8 lipca 2020 Komisja Europejska ogłosiła dwa dokumenty istotne dla tworzenia unijnej polityki energetycznej, spójnej z założeniami Europejskiego Zielonego Ładu – strategię łączenia sektorów oraz strategię wodorową. Planowane w ich ramach inwestycje mają przyczynić się do ożywienia osłabionej pandemią koronawirusa gospodarki europejskiej. Strategia łączenia sektorów to przede wszystkim strategia elektryfikacji – ciepłownictwa i transportu, ale także promocji czystych paliw, takich jak zielony wodór czy biogaz. W strategii KE proponuje 38 działań mających wspomóc tworzenie bardziej zintegrowanego systemu energetycznego – w tym przegląd istniejącej legislacji, zasad wsparcia finansowego, badań i wdrażania nowych technologii i narzędzi cyfrowych i in. Konkretne propozycje ze strony KE dotyczyć będą m.in. rewizji rozporządzenia dotyczącego transeuropejskich sieci energetycznych (Trans European Networks for Energy TEN-E) przed końcem 2020 r. oraz zaproponowania w 2021 r. nowych ram regulacyjnych dla rynku gazu, w którym coraz większą rolę odgrywać mają gazy odnawialne (zielone). Unijna strategia wodorowa zawiera następujące definicje wodoru:

• „Wodór elektrolityczny” odnosi się do wodoru wytwarzanego w drodze elektrolizy wody (w elektrolizerze zasilanym energią elektryczną), niezależnie od źródła energii elektrycznej. Emisje gazów cieplarnianych w całym cyklu życia związane z produkcją wodoru elektrolitycznego zależą od sposobu wytwarzania energii elektrycznej.
• „Wodór odnawialny” oznacza wodór wytwarzany w drodze elektrolizy wody (w elektrolizerze zasilanym energią elektryczną), przy czym energia elektryczna pochodzi z odnawialnych źródeł. Emisje gazów cieplarnianych w całym cyklu życia związane z produkcją wodoru odnawialnego są bliskie zeru. Wodór odnawialny może być również wytwarzany w procesie reformingu biogazu (zamiast gazu ziemnego) lub biochemicznego przekształcania biomasy, pod warunkiem że spełnione są wymogi dotyczące zrównoważonego rozwoju.
• „Czysty wodór” odnosi się do wodoru odnawialnego.
• „Wodór z paliw kopalnych” odnosi się do wodoru wytwarzanego w ramach różnych procesów, w których w charakterze surowców wykorzystuje się paliwa kopalne; są to głównie reforming gazu ziemnego lub zgazowanie węgla. Stanowi on przeważającą część produkowanego obecnie wodoru. Emisje gazów cieplarnianych w cyklu życia związane z produkcją wodoru z paliw kopalnych są wysokie. Emisje gazów cieplarnianych od źródła energii do bramy zakładu (ang. well-to-gate) wynoszą w unijnym koszyku energii elektrycznej 14 kg CO2eq/kgH2 (na podstawie danych EUROSTATU z 2018 r., 252 t CO2eq/ GWh), podczas gdy średnia wartość koszyka energii elektrycznej na świecie wynosi 26 kg CO2eq/kgH2 (MAE, 2019 r.). Emisje gazów cieplarnianych od źródła energii do bramy zakładu w przypadku wodoru odnawialnego wytwarzanego dzięki energii elektrycznej pochodzącej ze źródeł odnawialnych są bliskie zeru (MAE, 2019 r.).  Prowadzona przez Komisję ocena podaży i popytu w zakresie biomasy w UE i na świecie oraz ich wpływu na równoważony rozwój, a także planowane badanie dotyczące zrównoważonego wykorzystania biomasy leśnej do produkcji energii ogłoszone w europejskiej strategii ochrony różnorodności biologicznej (COM(2020) 380 final). Emisje gazów cieplarnianych od źródła energii do bramy zakładu wynoszą w przypadku reformingu parowego gazu ziemnego 9 kg CO2eq/kgH2 (MAE, 2019 r.).
• „Wodór z paliw kopalnych z wychwytywaniem dwutlenku węgla” jest podtypem wodoru z paliw kopalnych, przy czym gazy cieplarniane emitowane w procesie produkcji tego wodoru są wychwytywane. Emisje gazów cieplarnianych związane z produkcją wodoru z paliw kopalnych z wychwytywaniem dwutlenku węgla lub z zastosowaniem pirolizy są niższe niż w przypadku wodoru z paliw kopalnych, ale należy wziąć pod uwagę zmienną skuteczność wychwytywania gazów cieplarnianych (maksymalnie 90 %) .
• „Wodór niskoemisyjny” obejmuje wodór z paliw kopalnych z wychwytywaniem dwutlenku węgla oraz wodór elektrolityczny ze znacznym ograniczeniem emisji gazów cieplarnianych w całym cyklu życia w porównaniu z obecną produkcją wodoru.
• „Syntetyczne paliwa wodoropochodne” odnoszą się do różnych paliw gazowych i ciekłych na bazie wodoru i węgla. Aby paliwo syntetyczne można było uznać za odnawialne, frakcja wodorowa gazu syntezowego powinna być odnawialna. Paliwa syntetyczne obejmują na przykład naftę syntetyczną w lotnictwie, syntetyczny olej napędowy do samochodów oraz różne molekuły stosowane w produkcji chemikaliów i nawozów. Paliwa syntetyczne powodują emisje gazów cieplarnianych na bardzo różnych poziomach, w zależności od stosowanego surowca i procesu. Jeśli chodzi o zanieczyszczenie powietrza, spalanie paliw syntetycznych powoduje podobne poziomy emisji zanieczyszczeń powietrza jak paliwa kopalne.