Produkcja wodoru czy import? Co będzie bardziej opłacalne 

We wprowadzeniu do niniejszego raportu jego autorzy wskazują, że przedstawiona w lipcu 2020 roku strategia Komisji Europejskiej na rzecz wodoru nakreśla m.in. jak zwiększyć popyt i podaż wodoru ze źródeł odnawialnych. Ustanowiła ona też strategiczny cel, aby zainstalować elektrolizery odnawialnego wodoru o mocy co najmniej 40 GW w UE (produkujących około 5 mln ton odnawialnego wodoru) w oparciu o zapotrzebowanie szacowane do 10 milionów ton odnawialnego wodoru w UE.

Według Strategii Wodorowej Komisji Europejskiej „wodór odnawialny” to wodór wytwarzany w wyniku elektrolizy wody (w elektrolizerze zasilanym energią elektryczną) oraz energii elektrycznej pochodzącej ze źródeł odnawialnych. Emisje gazów cieplarnianych w całym cyklu życia produkcji odnawialnego wodoru są bliskie zeru. Odnawialny wodór można również wytwarzać poprzez reforming biogazu (zamiast gazu ziemnego) lub biochemiczną konwersję biomasy, jeśli jest to zgodne z wymogami zrównoważonego rozwoju. Zgodnie z tą strategią, długoterminowym priorytetem jest produkcja wodoru odnawialnego, wytwarzanego z wykorzystaniem głównie energii wiatrowej lub słonecznej.

Obecnie Komisja Europejska pracuje nad sfinalizowaniem szczegółowych metodologii dla odnawialnego wodoru, które zapewnią, że zielony wodór będzie rzeczywiście pozyskiwany z odnawialnych źródeł energii i pozwolą osiągnąć znaczne oszczędności emisji. Chociaż przepisy te są oczywiście dostosowane do konkretnych potrzeb regulacyjnych UE i będą miały zastosowanie tylko do zaliczania wodoru do celów w zakresie energii odnawialnej w UE, mogą też służyć jako punkt odniesienia dla rozwoju handlu ekologicznym wodorem na rynku międzynarodowym.

Zaznaczono też, że jeżeli w niniejszym opracowaniu jest mowa o wodorze ze źródeł odnawialnych, należy je odczytywać w powiązaniu z definicją przedstawioną w strategii wodorowej Komisji, bez uprzedzania toczących się dyskusji na temat ostatecznej metodologii definiowania wodoru ze źródeł odnawialnych (norm). Ponadto aby osiągnąć powyższe cele, potrzebna będzie znaczna ilość dodatkowej energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych (~500 TWh) do produkcji wodoru ze źródeł odnawialnych (oprócz dużych ilości energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych, które będą potrzebne do elektryfikacji zastosowań, które są obecnie obsługiwane przez inne nośniki energii ) oraz konieczne będzie osiągnięcie 55% redukcji emisji CO2 do 2030 r.

Kończąc wprowadzenie wskazano ograniczenia dla wzrostu wytwarzania energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych, takie jak jej sezonowa zmienność, czas potrzebny na realizację (dodatkowych) parków słonecznych i wiatrowych do produkcji energii elektrycznej do produkcji wodoru ze źródeł odnawialnych, a także potencjalnie niska akceptacja społeczna dla rozwoju (dodatkowych) odnawialnych źródeł energii. Zakłady produkcyjne, z wyjątkiem zakładów produkcyjnych na morzu, wymagają dogłębnego przyjrzenia się roli importu wodoru ze źródeł odnawialnych (infrastruktura) oraz roli magazynowania wodoru (infrastruktura) w dekarbonizacji gospodarki europejskiej.

Na wstępie rozdziału 1.1. wskazano, że w tej chwili nie jest jasne, czy krajowa produkcja H₂ osiągnie strategiczny cel UE na 2030 r., jakim jest pokrycie 10 mln ton odnawialnego zapotrzebowania na H₂, co prowadzić będzie do ewentualnego importu. Dlatego też dokładna wielkość produkcji krajowej i importu nie jest jasna. Niniejsza praca badawcza ma na celu odpowiedzieć na następujące pytania:

• Jaka jest oczekiwana produkcja krajowa w 2030 r. w oparciu o aktualne plany i rozwój projektów poza UE?

• Czy istnieje luka między oczekiwanym popytem krajowym na H₂ w 2030 r. i później (2050 r.) w UE i jak to odpowiada zdolnościom produkcyjnym w UE?

• Co jest bardziej opłacalne – import H₂, czy zwiększenie krajowych mocy produkcyjnych (w przypadku luki między oczekiwaną produkcją krajów,ą a popytem) w 2030 r. i później? Obejmuje to zarys przewag konkurencyjnych (produkcja poza UE, a wewnątrz UE)

• Jaki jest prawdopodobny import H₂ i jego nośników w 2030 r. i później? Które kraje najprawdopodobniej będą eksportować do UE?

Istnieje wiele scenariuszy dotyczących przyszłego koszyka energetycznego i popytu w UE, w tym importu H₂ ze źródeł odnawialnych i jego nośników, ale dostępnych jest mniej informacji i ocen dotyczących potrzeb infrastrukturalnych, zwłaszcza w odniesieniu do środków transportu specyficznych dla nośników H₂. „Nośniki H₂” odnoszą się do sposobu transportu wodoru. Może to się odbywać w postaci gazowej (sprężony gazowy wodór-CGH2, syntetyczny gaz ziemny-SNG), ciekłej (Power-to-Liquid lub skroplony wodór-LH2) lub związanej/przekształconej w inne cząsteczki, takie jak ciecz. organiczny nośnik wodoru (LOHC) lub amoniak (NH3). „Pochodna H₂” odnosi się do produktu (końcowego) pochodzącego od H₂. H₂ jest dalej „przetwarzany” w paliwo/surowiec.

• Jakie środki transportu są potrzebne i odpowiednie dla różnych typów nośników H₂ i przewidywanego importu?

• Jaką rolę mogą odgrywać niesieciowe środki transportu, np. jaką rolę grają terminale LNG grają w imporcie H₂?

• Jaką rolę mogą odgrywać środki transportu oparte na sieci (poza UE), takie jak istniejące rurociągi gazu ziemnego, w świetle bezpieczeństwa dostaw gazu ziemnego?

• Jakie są opłacalne środki transportu w przypadku importu przewoźników H₂/H₂?

W związku ze zmienną produkcją energii elektrycznej z OZE i sezonowymi wahaniami pojawiają się kwestie magazynowania i jego wartości ekonomicznej oraz wpływu na system energetyczny.

• Jakie istnieją możliwości przechowywania (potencjały, koszty itp.) dla różnych rodzajów H₂ i jego nośników w całej UE?

• Jakie przychody może generować przechowywanie w tym systemie? Czy istnieją strumienie nieprzechwyconych przychodów?

• Czy korzystanie z opcji magazynowania zmniejsza wymagane pojemności elektrolizera w celu zapewnienia bezpiecznego zasilania podstawowego dla przemysłu?

• Jaki jest wpływ opcji magazynowania na system elektroenergetyczny? Czy wzrost magazynowania wpływa na elastyczność, a co za tym idzie na ceny energii elektrycznej? Czy może zastępuje inne źródła bezpieczeństwa dostaw?

• Jakim rodzajem aktywów jest przechowywanie? Jakie są ryzyka (klasy) i jaki jest wynikowy koszt kapitału?

• Jakie są potencjalne potrzeby regulacyjne, aby zachęcić do rozwoju lokalizacji magazynowania wodoru?

Chociaż strategiczne cele dotyczące podaży i popytu na wodór zostały określone w Strategii Wodorowej Komisji Europejskiej, wedle autorów raportu nie jest jasne, w jaki sposób podaż i popyt będą się rozwijać. W strategii podkreślono jednak znaczenie zarówno dostaw krajowych, jak i importu (dostaw poza UE). Dla porównania z wyznaczonymi celami, w niniejszym rozdziale przedstawiono przegląd podaży i popytu na wodór i jego pochodne w 2030 r. przewidywane w różnych opracowaniach dotyczących dekarbonizacji całego systemu energetycznego. Niniejszy rozdział ma na celu zidentyfikowanie luk podażowych, które reprezentują wielkość popytu przekraczającą krajowe (w ramach UE) możliwości dostaw. Te luki w dostawach muszą być wypełnione z międzynarodowej podaży poprzez import, co zostanie omówione w następnych rozdziałach.

W niniejszym raporcie czytamy, że istnieje szereg opracowań i scenariuszy dotyczących rozwoju systemu energetycznego wymaganych do osiągnięcia przez UE neutralności klimatycznej w 2050 r., w których analizowany jest wkład różnych nośników energii, w tym wodoru i jego pochodnych.

W celu umożliwienia porównania i głębokiej analizy badania (lub scenariusze) zostały wybrane na podstawie następujących kryteriów:

• scenariusze osiągnięcia neutralności węglowej do 2050 r. (100% redukcji gazów cieplarnianych);

• scenariusze z minimalną mocą 40 GW zainstalowanych elektrolizerów  w 2030 r. (jeden z najważniejszych celów Strategii Wodorowej UE);

• analizowane są scenariusze badające obszar geograficzny lub zawierające szczegółową rozdzielczość UE-27 (lub UE-27 i Wielkiej Brytanii).

Do dalszej analizy wybrano cztery scenariusze spełniające te kryteria, a krótki opis każdego wybranego badania i scenariusza przedstawiono w poniższej tabeli.

Raport stwierdza, że spośród wybranych scenariuszy, jako scenariusz kotwiczny w analizie wykorzystano scenariusz Komisji Europejskiej EC MIX-H2 ze względu na jego cel dostosowania do celu Strategii Wodorowej (40 GW zainstalowanych elektrolizerów, co daje 5Mt wyprodukowanych na terytorium UE). Wyniki modelowania z wybranych scenariuszy posłużą do przedstawienia przeglądu popytu i podaży na wodór i jego pochodne.

W kolejnym rozdziale czytamy, że jak wskazano w Strategii Wodorowej, zarówno podaż krajowa, jak i import będą miały istotne znaczenie dla zaspokojenia zapotrzebowania na wodór i e-paliwa. Jednak ze względu na ograniczenia stosowanych modeli lub założenia z góry, w większości scenariuszy import nie jest brany pod uwagę. Ponadto rozwój podaży i popytu w przyszłości jest niepewny i zależy w dużym stopniu od warunków ramowych (np. potencjału bioenergii) i ewolucji wielu aspektów (np. ceny węgla), które dalej prowadzą do różnych wyników dotyczących podaży i popytu na wodór i jego pochodne. Dlatego w celu identyfikacji luk podażowych scenariusze są grupowane zgodnie z porównaniem z perspektywy podaży, a także z perspektywy popytu (tabela 6), a następnie parowane. Luki w podaży zidentyfikowane w ramach każdej pary będą reprezentowały kombinacje różnych zmian podaży z różnym rozwojem popytu (np. szybki wzrost dostaw energii odnawialnej i instalacji elektrolizera, podczas gdy ogólnie utrzymuje się wysoki popyt na energię).

W przypadku klasyfikacji scenariuszy, scenariusz zakotwiczenia EC MIX-H2 jest używany jako odniesienie do grupowania innych scenariuszy.

Jeśli chodzi o dostawy H2 i e-paliw, zarówno scenariusze EC MIX-H2 jak i PAC uwzględniają tylko odnawialny wodór i zakładają, że całość H2 i e-paliw będzie dostarczana na terenie UE, podczas gdy scenariusze ENTSO DE i JRC uwzględniają zarówno wodór odnawialny, jak i niebieski (z pomocą CCS). Ponadto EN-TSO DE wskazuje, że import ciekłego gazu ziemnego (LNG) z Rosji i Norwegii jest częściowo wykorzystywany do produkcji błękitnego wodoru, a JRC 1.5 nie ujawnia żadnych informacji dotyczących regionów dostaw.

Jeśli chodzi o aspekty związane z popytem, całkowite końcowe zużycie energii (TFEC) w 2030 r. w scenariuszu odniesienia EC MIX-H2 plasuje się na drugim miejscu wśród wszystkich scenariuszy. Scenariusz PAC wydaje się być najbardziej ambitnym scenariuszem z najniższym TFEC. Pozostałe dwa scenariusze mają wyższy TFEC niż scenariusz odniesienia, z których ENTSO DE ma najwyższy TFEC spośród wszystkich scenariuszy.

Co więcej, EC MIX-H2 daje zapotrzebowanie na H2 na poziomie 13 Mtoe i na e-paliwa na poziomie 3,2 Mtoe. Ambitny scenariusz PAC charakteryzuje się zaś największym popytem na H2 i e-paliwa ze wszystkich scenariuszy, następny jest ENTSO DE, a najniższe zapotrzebowanie wykazuje JRC 1.5.

W oparciu o założenia i warunki ramowe w wybranych scenariuszach raport sugeruje dokonanie klasyfikacji, aby pogrupować scenariusze oddzielnie według popytu i podaży. Jak wspomniano powyżej, scenariusz EC MIX-H2 jest podstawowym scenariuszem tej analizy i służy jako odniesienie do klasyfikacji zarówno popytu, jak i podaży. Pozostałe scenariusze są pogrupowane przez porównanie z TFEC scenariusza EC MIX-H2:

• „Niskie zapotrzebowanie na energię” – scenariusz z niższym TFEC: PAC

• „Średnie zapotrzebowanie na energię” – scenariusze z wyższym TFEC: ENTSO DE i JRC 1,5

Jeśli chodzi o scenariusze dostaw, klasyfikacja odbywa się zgodnie z regionem dostaw zdefiniowanym w wybranych scenariuszach (z wyjątkiem scenariusza odniesienia EC MIX-H2):

• „Dostawa w ramach UE”: PAC i JRC 1.537

• „Dostawa uwzględniająca import”: ENTSO DE

Klasyfikacja służy do identyfikacji luk podażowych H₂ i e-paliw poprzez łączenie i porównywanie różnych grup scenariuszy popytu i/z różnymi grupami scenariuszy podaży, które zostaną omówione w następnej sekcji 2.3.

Przypomnijmy, że wychwytywanie i składowanie węgla (CAC lub CCS – carbon capture and storage) to proponowana technika usuwania dwutlenku węgla z atmosfery lub, częściej, zapobieganie jego dotarciu do atmosfery. CCS polega na oddzieleniu CO2 emitowanego przez przemysł i energetykę w procesach spalania i przetransportowanie go na składowisko geologiczne w celu długoterminowej izolacji od atmosfery. Chemiczny proces wychwytywania CO2 jest energetycznie kosztowny i prawdopodobnie w jego trakcie powstaje CO2. W zasadzie ten proces tylko opóźnia uwalnianie CO2, którego nie można przechowywać w nieskończoność. Jednak CO2 można wykorzystać na wiele sposobów. Chociaż CO2 jest wtłaczany do formacji geologicznych w różnych celach, długoterminowe składowanie CO2 jest stosunkowo nową koncepcją. Pierwszym komercyjnym przykładem jest projekt uruchomiony w Weyburn w 2000 roku z instalacją pilotażową do zintegrowanej produkcji energii CCS, ponadto warto wspomnieć działający od września 2008 r. w elektrociepłowni Schwarze Pumpe (Vattenfall) we wschodnich Niemczech.

CCS zastosowany w konwencjonalnej nowoczesnej elektrowni może zmniejszyć emisje CO2 do atmosfery o około 80-90% w porównaniu z elektrownią bez CCS.  Wychwytywanie i kompresja CO2 jest energochłonne i zwiększyłoby zapotrzebowanie na paliwo elektrowni węglowej CCS o 25%-40%. Szacuje się, że te i inne koszty systemowe zwiększą koszt energii dla nowych elektrowni o 21 do 91 %. Oczekuje się, że CO2 będzie magazynowany w głębokich formacjach geologicznych, w głębokich zbiornikach wodnych lub w postaci minerałów węglanowych. W przypadku składowania w głębinach oceanicznych istnieje ryzyko znacznego nasilenia problemu zakwaszenia oceanów, problemu, który wynika również z nadmiaru dwutlenku węgla już obecnego w atmosferze i oceanach. Formacje geologiczne są obecnie uważane za najbardziej prawdopodobne miejsca sekwestracji węgla. W swoim Atlasie Sekwestracji Węgla z 2007 r. National Energy Technology Laboratory poinformowało, że Ameryka Północna ma wystarczającą pojemność magazynową na 900 lat produkcji dwutlenku węgla. CO2 może jednak wyciekać z magazynu do atmosfery.

W przypadku zastosowania w roślinach i z wykorzystaniem biomasy, proces ten znany jest jako bioenergia z wychwytywaniem i magazynowaniem dwutlenku węgla. Ma to potencjał do wykorzystania jako technika węglowo-ujemna i jest uważane przez niektórych za geoinżynierię. Negatywnym elementem jest większe zapotrzebowanie na biomasę do magazynowania CO2 – im większe jest zużycie, tym większa jest wycinka drzew. Niektórzy eksperci ostrzegają, że w 2065 roku wszystkie naturalne lasy mogą zostać przekształcone w biomasę i plantacje.

Z kolei wychwytywanie i utylizacja węgla (CCU – carbon capture and utilisation) to proces wychwytywania dwutlenku węgla w celu ponownego, późniejszego wykorzystania. CCU różni się od wychwytywania i składowania dwutlenku węgla (CCS) tym, że nie ma na celu trwałego geologicznego składowania dwutlenku węgla, ale waloryzację wychwyconego dwutlenku węgla poprzez produkty takie jak tworzywa sztuczne, beton czy biopaliwa przy jednoczesnym zapewnieniu neutralności węglowej procesu ich produkcji. Wychwycony CO2 może być przetwarzany na różne węglowodory, takie jak metanol, lub na tworzywa sztuczne, beton, a nawet odczynniki do różnych syntez chemicznych. Opłacalność wychwytywania i wykorzystywania dwutlenku węgla zależy częściowo od ceny węgla uwalnianego do atmosfery, ale wykorzystanie wychwyconego CO2 do tworzenia wartościowych produktów może sprawić, że wychwytywanie dwutlenku węgla będzie opłacalne finansowo. CCU nie we wszystkich przypadkach usuwa węgiel z atmosfery. Podczas produkcji paliwa zapotrzebowanie na energię nie może przekraczać ilości energii dostępnej w nowym paliwie. Jednak wytwarzanie produktów z CO2 jest energochłonne, ponieważ CO2 jest termodynamicznie stabilną formą węgla. Dodatkowo wątpliwości co do możliwości wdrożenia CCU na dużą skalę ograniczają inwestycje. Należy również wziąć pod uwagę dostępność innych surowców, które mogą być potrzebne do stworzenia produktu. Biorąc pod uwagę różne opcje wychwytywania i wykorzystania, część ekspertów sugeruje, że te związane z chemikaliami, paliwami i mikroalgami mają ograniczony potencjał, podczas gdy te związane z materiałami budowlanymi i rolniczym mogą być bardziej skuteczne. Przeprowadzono też kilkanaście analiz wpływu na środowisko w całym cyklu życia, aby ocenić wpływ czterech głównych technologii CCU w porównaniu z konwencjonalnym wychwytywaniem i składowaniem dwutlenku węgla (CCS). Chodzi o następujące technologie: synteza chemiczna, mineralizacja węgla, produkcja biodiesla, a także zwiększone odzyskiwanie ropy (EOR). Technologie te zostały ocenione pod kątem skutków według oceny cyklu życia, takich jak potencjał zakwaszania, potencjał eutrofizacji, potencjał globalnego ocieplenia i potencjał niszczenia warstwy ozonowej. Wnioski z kilkunastu różnych modeli były takie, że synteza chemiczna ma najwyższy współczynnik ocieplenia globalnego (216 razy większy niż CCS), podczas gdy zwiększony odzysk ropy ma niższy współczynnik ocieplenia globalnego (1,8 razy większy niż CCS).