Wodór produkowany dzięki odnawialnym źródłom energii. Łańcuch dostaw z różnych stron świata

Autorzy dodają, że w niniejszym opracowaniu opisano parametry techniczne i koszty produkcji i transportu wodoru odnawialnego i jego pochodnych. Niektóre wyniki ilustrują trzy kolejne dane liczbowe dotyczące kosztów importu ciekłego wodoru, paliw klasycznych (Diesel/benzyna) i metanolu w 2030 r.

Podsumowując, autorzy raportu stwierdzają, że generalnie im więcej etapów konwersji zawiera łańcuch procesowy, tym niższa jest jego wydajność, co prowadzi do wyższych kosztów. Ponadto łatwość transportu, przechowywania oraz możliwości rynkowe również wpływają na stronę kosztową i ekonomiczną atrakcyjność produktu. Jednak ze względu na m.in. odpowiednie zasoby energii odnawialnej o odpowiednio niskim LCOE i wysokich godzinach pełnego obciążenia, łączny koszt produkcji i transportu może być dla UE bardzo atrakcyjną opcją – w szczególności biorąc pod uwagę odnawialne pochodne wodoru, które są relatywnie tanie i sprawdzają się w transporcie.

Omawiany raport ocenia, że w chwili obecnej najłatwiejszy do zrealizowania wydaje się import amoniaku, metanolu, e-diesla i e-nafty. Infrastruktura do transportu tych paliw już istnieje i jest już wykorzystywana do zastępowania węglowodorów kopalnych oraz amoniaku pochodzącego z paliw kopalnych. Konieczne mogą być jednak dodatkowe zdolności transportowe i kilka nowych terminali eksportowych. W toku analizy koszt transportu tych paliw płynnych do UE okazał się najbardziej ekonomiczny, zwłaszcza w porównaniu z transportem skroplonego wodoru, który pozostaje kosztowny ze względu na potrzebę nowej infrastruktury (terminale, zbiorniki), energochłonnego skraplania i gotowania.

Istotne zasoby energii odnawialnej w pobliżu UE, o odpowiednio niskim LCOE (patrz poniżej) doprowadziłyby do ukształtowania się bardzo atrakcyjnych kosztów produkcji i transportu gazowego wodoru. Zarazem nadal potrzebna byłaby nowa infrastruktura magazynowa i sieciowa (nowo wybudowane rurociągi lub ponownie dedykowana infrastruktura gazu ziemnego). Taka opcja w celu bezpośredniego wykorzystania wodoru (w przemyśle lub transporcie) wymaga jedynie kompresji wodoru do transportu, zatem pozostanie bardziej atrakcyjna niż przekształcenie ciekłych pochodnych z powrotem w wodór.

Głównymi czynnikami kosztowymi dla kosztów importu odnawialnego wodoru i pochodnych pozostają dostępność i koszty odnawialnych źródeł energii. Z kolei koszty transportu zależą głównie od odległości (w tym strat w transporcie). Pomimo stosunkowo dużej odległości między niektórymi z tych regionów a UE i odpowiednio wyższych kosztów transportu, w przypadku tych regionów korzyści kosztowe ze względu na wyjątkowo korzystne zasoby odnawialne mogą przeważyć nad ekonomicznymi wadami (w postaci kosztów transportu), zwłaszcza w przypadku instrumentów pochodnych.

Przypomnijmy, że LCOE to akronim od Levelized Cost of Energy, co oznacza „uśredniony koszt energii”. Odpowiada pełnej cenie energii (w większości przypadków energii elektrycznej) przez cały okres użytkowania sprzętu, który ją wytwarza. Różne sposoby wytwarzania energii elektrycznej mają bardzo różne koszty. Kalkulację tych kosztów można przeprowadzić w różnych punktach: przy bezpośrednim wyjściu z systemu produkcyjnego (elektrownia, turbina wiatrowa, zespół paneli fotowoltaicznych itp.), w miejscu podłączenia do sieci elektrycznej itp. Koszt jest zwykle podawany w jednostce monetarnej na kilowatogodzinę lub megawatogodzinę. Obejmuje zarówno inwestycję początkową, koszty operacyjne, paliwo i konserwację. Aby rozłożyć te różne koszty i inwestycje na długi okres, stosuje się technikę dyskontowania. Uśredniony koszt energii jest miarą kosztu źródła energii, która pozwala na spójne porównywanie różnych metod wytwarzania energii elektrycznej. Jest to ekonomiczny szacunek kosztu środka trwałego wytwarzającego energię, który jest zdefiniowany jako: zdyskontowana suma nakładów inwestycyjnych oraz kosztów eksploatacji i utrzymania środka trwałego podzielona przez zdyskontowaną sumę rocznych ilości energii (liczba kWh ), które ten składnik aktywów będzie wytwarzał przez cały okres jego użytkowania. LCOE można również traktować jako średnią minimalną cenę, po której należy sprzedać energię elektryczną, aby osiągnąć próg rentowności w całym okresie realizacji projektu. Jest to zatem narzędzie, które pomaga decydentom i badaczom kierować dyskusjami i podejmowaniem decyzji na korzyść konkretnego systemu produkcji energii.

Szczególną uwagę należy zwrócić na porównania LCOE, w szczególności na to jak silnie wynik obliczeń jest uzależniony od początkowych założeń. Chociaż ten wskaźnik LCOE jest szeroko stosowany, niektórzy eksperci wskazują, że ostatecznie ma on niewielkie znaczenie przy porównywaniu niekontrolowanych i przerywanych źródeł energii elektrycznej (wiatr, słońce) w porównaniu ze źródłami kontrolowanymi, ponieważ ukrywa koszty wynikające z ich nieciągłości. Kolejnym ograniczeniem LCOE jest brak uwzględnienia efektywności energetycznej i oszczędności energii. W wielu krajach wzrost wydajności energetycznej i oszczędności energii spowodowały ustabilizowanie lub nawet zmniejszenie zapotrzebowania na energię elektryczną, a nie umożliwienie jej wzrostu. Biorąc pod uwagę jedynie LCOE, system będzie dążył do maksymalizacji produkcji i pojawi się ryzyko przeszacowania wymaganej produkcji, ignorując wzrost efektywności energetycznej konsumentów końcowych, co spowoduje niedoszacowanie LCOE. Na przykład, dla systemów wytwarzania energii słonecznej instalowanych w punkcie końcowego zużycia, bardziej opłacalne jest inwestowanie najpierw w oszczędność energii i efektywność energetyczną, a następnie inwestowanie w samą energię słoneczną niż później (co będzie wymagało generalnie mniejszej mocy systemu wytwarzania energii słonecznej niż byłoby to konieczne bez zastosowania środków służących oszczędności energii i efektywności energetycznej). Jeśli jednak spojrzymy tylko na LCOE dwóch systemów (większego i mniejszego), to mniejszy system będzie miał wyższy LCOE (ponieważ produkcja energii [mierzona w kWh] spada szybciej niż koszty systemu [ mierzone w euro]). Aby obejść to ograniczenie, należy wziąć pod uwagę cały koszt cyklu życia systemu, a nie tylko LCOE źródła energii.

Aby uwzględnić nieciągłość i priorytet dostępu do sieci elektrycznej ze źródeł niekontrolowanych, takich jak energia wiatrowa lub słoneczna, Energy Information Administration zaleca porównanie ich znormalizowanych kosztów z unikniętymi kosztami energii z kontrolowanych źródeł energii (paliwa kopalne, energia geotermalna itp.) zamiast odnoszenia się do całkowitego kosztu tych kontrolowanych źródeł. W praktyce, dodanie przerywanych i niekontrolowanych źródeł energii generalnie nie pozwala uniknąć kosztów inwestycji, eksploatacji i konserwacji systemów produkcji energii objętych wsparciem. Chociaż dokładne obliczenie może być trudniejsze, poziom unikniętych kosztów energii (LACE) można określić jako uniknięte koszty z innych źródeł podzielone przez roczną produkcję źródła. Ponadto obliczenia LCOE zazwyczaj nie uwzględniają innych kosztów systemowych związanych z każdym rodzajem systemu wytwarzania, takich jak koszty połączeń przesyłowych na duże odległości lub bilansowanie i rezerwa, a nawet koszty demontażu i przywracania lokalizacji (które istnieją niezależnie od systemu wytwarzania energii elektrycznej).  Nie obejmują również efektów zewnętrznych, takich jak szkody dla zdrowia publicznego spowodowane zanieczyszczeniem atmosfery przez elektrownie węglowe, konsekwencje emisji CO2 dla zmian klimatycznych, zakwaszenie oceanów, eutrofizacja wody, zmiany prądów oceanicznych itp.

Dodajmy także, że paliwa kopalne to wszystkie paliwa bogate w węgiel — głównie węglowodory — pochodzące z metanizacji martwych istot żywych zakopanych w ziemi przez kilka milionów lat, czasami nawet do 650 milionów lat. Jest to ropa naftowa, węgiel, węgiel brunatny i gaz ziemny. Spośród nich metan (CH4) ma najwyższy stosunek H/C, podczas gdy antracyt i niektóre rodzaje węgla kamiennego składają się z prawie czystego węgla. Te źródła energii nie są odnawialne, ponieważ ich budowa trwa miliony lat i są wykorzystywane znacznie szybciej niż czas potrzebny na odtworzenie rezerw. Zużycie paliw kopalnych wzrosło ponad dwukrotnie w latach 70.

Konwencjonalne paliwa kopalne stanowią prawie całe dzisiejsze zużycie paliw kopalnych. Według danych enerdata:

• ropa: około 35% energii zużywanej na świecie w 2005 r.;
• węgiel: ok. 25% energii zużywanej na świecie w 2005 r.;
• gaz ziemny: około 20% energii zużywanej na świecie w 2005 r.;
• węgiel brunatny: używany głównie w Niemczech.

Przykłady niekonwencjonalnych paliw kopalnych obejmują:

• łupki bitumiczne zawierające kerogen, który wciąż wymaga pirolizy;
• piaski roponośne zawierają bitum;
• hydraty metanu;
• torf -  jest nieco innym przepadkiem, gdyż jego cykl powstawania liczony jest w tysiącach lat, co plasuje go w połowie drogi między paliwami kopalnymi (których powstawanie liczy się w milionach lat) a odnawialnymi;
• gaz łupkowy ;
• oleje łupkowe;
• gaz warstwowy, gaz węglowy, lepiej znany jako ogień.

Ocenia się, że zużywanie przez ludzkość ogromnych ilości paliw kopalnych powoduje znaczną nierównowagę w obiegu węgla, co powoduje wzrost stężenia gazów cieplarnianych w ziemskiej atmosferze, a w efekcie prowadzi do zmian klimatycznych. Rezerwy paliw kopalnych na naszej planecie są uzupełniane znacznie wolniej niż ich obecne tempo zużycia, co skłania do oczekiwania, że w ciągu najbliższych kilkudziesięciu lat będą się one wyczerpywały. Teoria peak oil (lub peak Hubbert), spopularyzowana na początku XXI wieku, przewidywała, że w ciągu kilku lat światowa produkcja ropy osiągnie szczyt i zacznie spadać z powodu wyczerpywania się dostępnych zasobów. Prognozy te okazały się jednak nieważne po kryzysie gospodarczym z 2008 r., który doprowadził do osłabienia globalnego popytu. Wejście do eksploatacji ropy łupkowej w Stanach Zjednoczonych i innych krajach od 2010 r. przyczyniło się do poszerzenia zasobów eksploatacyjnych, odsuwając perspektywę jej wyczerpania. W 2014 roku Międzynarodowa Agencja Energetyczna przewidywała 15% wzrost światowej produkcji ropy do 2040 roku, w zależności od decyzji podejmowanych przez kraje OPEC. Udział paliw kopalnych w globalnym miksie energetycznym powinien wzrosnąć z 82 proc. w 2014 r. do 75 proc. w 2040 r., na korzyść wzrostu odnawialnych źródeł energii. W listopadzie 2019 r. Europejski Bank Inwestycyjny (EBI) ogłosił zakończenie finansowania projektów energetycznych związanych z paliwami kopalnymi (ropą naftową, węglem i gazem) od 2029 r. Decyzja ta jest następstwem wejścia w życie innych podobnych zobowiązań, takich jak norweski państwowy fundusz majątkowy.

Dodajmy także, ze wspomniany wcześniej amoniak  jest związkiem chemicznym azotu i wodoru o wzorze NH3. Jest to ostry, bezbarwny, rozpuszczalny w wodzie, toksyczny gaz o silnym, ostrym zapachu, który powoduje łzy i ma działanie duszące. Jest substancją amfoteryczną: w warunkach wodnych działa jak baza. Tworzy kilka serii soli: kationowe sole amonowe oraz anionowe amidy, imidy i azotki, w których jeden (amid), dwa (imid) lub wszystkie (azotki) protony (jony wodoru) są zastąpione jonami metali. Amoniak jest jednym z najczęściej produkowanych chemikaliów i surowcem do produkcji wszystkich innych związków azotu. Większość amoniaku przetwarzana jest na nawozy, zwłaszcza mocznik i sole amonowe. Dotychczas (2022 r.) produkcja odbywała się prawie wyłącznie w procesie Habera-Boscha z pierwiastków takich jak wodór i azot. Z biologicznego punktu widzenia amoniak pełni ważną funkcję pośrednika w tworzeniu i rozpadzie aminokwasów. Ze względu na toksyczność większych ilości amoniaku przekształca się on w nietoksyczny mocznik lub np. w organizmie u ptaków w kwas moczowy celem wydalania.

Amoniak może być używany jako nośnik energii lub nośnik wodoru. Już w 1943 r. z powodu braku diesli kilka belgijskich autobusów było napędzanych silnikami spalinowymi wykorzystującymi mieszankę amoniaku i gazu miejskiego. W latach 60. amoniak używany był m.in. jako paliwo w północnoamerykańskich eksperymentalnych samolotach rakietowych X-15. Zainteresowanie możliwością wykorzystania amoniaku jako potencjalnie neutralnego klimatycznie źródła energii rośnie od kilku lat. Amoniak może m.in. zostać ponownie przekształcony w energię elektryczną w ogniwach paliwowych. Mają one do tego różną przydatność techniczną. Na przykład ogniwo paliwowe PEM może być wystawione na maksymalną zawartość amoniaku w gazie paliwowym wynoszącą tylko 0,5 ppm, podczas gdy alkaliczne ogniwa paliwowe są pod tym względem bardziej tolerancyjne. Oznacza to, że wymagany jest kraking amoniaku, który przekształca amoniak w gazowy wodór-azot i ewentualnie oczyszczanie gazu. Takie systemy ogniw paliwowych mogą osiągnąć sprawność 51,5-57%. Ponadto bezpośrednie ogniwa paliwowe z amoniakiem są prawdopodobnie najnowocześniejszym rozwiązaniem znajdującym się na etapie rozwoju i badań. Wreszcie  zmodyfikowane silniki spalinowe i elektrociepłownie umożliwiają recykling amoniaku.

Wynoszący 17,8% ułamek masowy wodoru w amoniaku jest tak duży, że amoniak można określić jako nośnik wodoru, ponieważ oferuje stosunkowo wysoką objętościową gęstość energii 3,3 kWh/l (dla porównania: ciekły wodór w temperaturze -253 °C: 2. .4 kWh/l, sprężony wodór pod ciśnieniem 1000 barów: 1,7 kWh/l). Włączenie do porównania systemów zbiornikowych prowadzi do znacznego zmniejszenia objętościowej i masowej gęstości energii wodoru, podczas gdy gęstość energii amoniaku spada znacznie mniej. Wynika to z korzystnej i podobnej do LPG krzywej prężności par amoniaku. W temperaturze 20 °C amoniak można przechowywać w postaci płynnej pod ciśnieniem 8,58 bara. Przechowywanie bezciśnieniowe jest możliwe z chłodzeniem do -33°C. Te właściwości sprawiają, że stosunkowo łatwo jest przechowywać duże ilości amoniaku (bez strat w zbiornikach bez chłodzenia) przez dowolny czas. Najnowocześniejsze zbiorniki magazynują nawet 20 000 t amoniaku. Właściwości te mają również pozytywny wpływ na transport amoniaku. Ponieważ amoniak w ilości 180 milionów ton rocznie jest nie tylko jedną z najczęściej produkowanych, ale także jedną z najczęściej przewożonych substancji chemicznych, jego bezpieczny transport jest od wielu dziesięcioleci standardem światowym. Istnieje też kilka tysięcy kilometrów rurociągów, które transportują amoniak wydajniej niż gazociągi do gazu ziemnego lub wodoru, ponieważ zamiast sprężarek do transportu stosuje się pompy. Amoniak może być również transportowany cysterną kolejową lub barką, cysterną samochodową lub koleją.

Przypomnijmy też, że Synteza Fischera-Tropscha (także proces Fischera-Tropscha, w skrócie synteza FT) to proces na skalę przemysłową do produkcji węglowodorów z gazu syntezowego, mieszaniny tlenku węgla i wodoru. Niemieccy chemicy Franz Fischer i Hans Tropsch opracowali proces w Instytucie Badań Węgla Kaiser Wilhelm w Mülheim an der Ruhr i uzyskali na niego patent w 1925 roku. Reakcje przebiegają w obecności katalizatorów metalicznych, w temperaturach od około 150 do 300°C i pod ciśnieniem do około 25 barów. Jako katalizatory przemysłowe stosuje się styki na bazie kobaltu lub żelaza. Oprócz węgla jako źródła surowców do produkcji gazu syntezowego dostępny jest gaz ziemny, ropa naftowa i biomasa. Produkty te to płynne, niskosiarkowe paliwa syntetyczne, takie jak olej napędowy i syntetyczne oleje silnikowe. Węglowodory o dłuższych łańcuchach, tzw. gacz parafinowy, są wykorzystywane jako surowiec dla przemysłu chemicznego lub jako wosk Fischera-Tropscha jako środek pomocniczy w przemyśle klejów, do powłok lub w przetwórstwie polimerów. Jako produkty uboczne występują węglowodory zawierające tlen, takie jak etanol i aceton, a także eten, propen i wyższe olefiny oraz alkohole. Produktami ubocznymi procesu są woda i dwutlenek węgla. Zakres produktów syntezy Fischera-Tropscha można kontrolować za pomocą parametrów reakcji, rodzaju reaktora i katalizatora. Z czasem synteza Fischera-Tropscha zyskała w Niemczech duże znaczenie gospodarcze, ponieważ pomogła pokryć zapotrzebowanie na paliwa płynne i smary oraz zapewnić surowce chemiczne oparte na lokalnym węglu. W RPA firma Sasol uruchomiła od połowy lat 50. duże zakłady Fischer-Tropsch, które przetwarzają gaz syntezowy z południowoafrykańskiego węgla na benzynę silnikową i surowce dla przemysłu chemicznego. W Malezji i Katarze nowoczesne zakłady Fischer-Tropsch dostarczają paliwa płynne z gazu ziemnego.

W syntezie Fischera-Tropscha wykorzystuje się dużą liczbę katalizatorów. Najczęściej stosowane są oparte na metalach przejściowych kobalt, żelazo, nikiel i ruten. Jako nośniki stosowane są porowate tlenki metali o dużych powierzchniach właściwych, takie jak ziemia okrzemkowa, tlenek glinu, zeolity i dwutlenek tytanu. Katalizatory można wytwarzać przez impregnację porowatych tlenków metali roztworami soli metali, a następnie kalcynację. Aktywność katalizatora zwiększają promotory, które same nie są aktywnymi katalitycznie składnikami katalizatora, takie jak metale alkaliczne lub miedź. Ponadto rozkład wielkości porów nośnika, warunki kalcynacji i redukcji oraz wynikające wielkości cząstek aktywnego metalu katalizatora wpływają na aktywność katalityczną. Kobalt, nikiel i ruten pozostają w stanie metalicznym podczas reakcji, podczas gdy żelazo tworzy różne tlenki i węgliki. Podejrzewa się jednak, że tlenki kobaltu, które pozostają w wyniku niecałkowitej redukcji użytej soli, pełnią rolę promotora. Katalizatory zawierające żelazo i kobalt są zwykle otrzymywane przez strącanie, często razem z innymi metalami i innymi promotorami. Oryginalny katalizator Fischera-Tropscha wytworzono przez współstrącanie azotanu kobaltu, toru i magnezu, z ziemią okrzemkową dodawaną do świeżo wytrąconego katalizatora. Kolejne etapy, takie jak kształtowanie, suszenie i redukcja soli kobaltu znacząco wpływają na aktywność katalizatora. Katalizatory kobaltowe wykazują niewielką aktywność w reakcji konwersji gazu wodnego, podczas gdy katalizatory żelazowe ją katalizują.