Należyty: Przyszłość gazu stoi pod znakiem wodoru (ROZMOWA)
Przyszłość bloków gazowych stoi pod znakiem wodoru. To paliwo może za kilkanaście lat zastąpić gaz w naszych ciepłowniach i elektrowniach. Europejskie instytucje finansowe nie chcą już finansować gazu i wprowadzają nowe normy emisyjne. Szansą na obniżenie emisyjności bloków gazowych jest mieszanie gazu z wodorem. Bloki gazowe w Polsce są już na to gotowe – powiedział prezes Siemens Energy Grzegorz Należyty w rozmowie z BiznesAlert.pl.
BiznesAlert.pl: Europejski Bank Inwestycyjny (EBI) ma być jednym z narzędzi realizacji Nowego Zielonego Ładu. Dla Polski gaz ma być paliwem przejściowym przez co najmniej trzy dekady. Tymczasem EBI z końcem 2021 roku przestanie finansować inwestycje gazowe. W grę wchodzą tylko instalacje o poziomie emisji 250g/KWh. Emisyjność bloków gazowych to obecnie 350g/KWh. Czy dla Siemensa, jednego z głównych dostawców turbin gazowych w Europie, w tym także w Polsce, oznacza to koniec tego sektora?
Prezes Siemens Energy Grzegorz Należyty: Jest to technicznie możliwe. Tam, gdzie bierzemy udział w przetargach, tworzymy rozwiązania w oparciu o technologie dla wysokosprawnej kogeneracji, która musi produkować wysoki wolumen ciepła dla mieszkańców lub przemysłu. Szczególnie dla tej drugiej grupy odbiorców jesteśmy w stanie osiągnąć wskazany pułap 250 kg/MWh. W przypadku bloków kogeneracyjnych możliwa jest produkcja ciepła w skojarzeniu z energią elektryczną.
Zgodnie z wytycznymi EBI, inwestycje będą mogły dotyczyć bloków kogeneracyjnych i bloków cieplnych, które w skojarzeniu mogą produkować także energię elektryczną. Czy mniejsze polskie ciepłownie mogłyby sięgnąć po taką technologię o poziomie emisji 250g/KWh?
Podstawową kwestią jest zawsze zasadność ekonomiczna. Najważniejszy jest efekt skali, czyli jak bardzo jesteśmy w stanie obłożyć zamówieniami taką fabrykę i ile jest ona w stanie wyprodukować takich turbin. Im bardziej produkcja jest rozproszona, to wówczas koszt produkcji takiej turbiny rośnie. EBI – jak Pan zauważył – nie będzie już długoterminowo finansować technologii opartej o gaz tylko i wyłącznie. Te turbiny muszą być przygotowane do współspalania wodoru. Nasze turbiny są już do tego przygotowane. Są one w stanie współspalać do 50 procent wodoru i 50 procent gazu. Niektóre inne turbiny spalają 80 i 70 procent gazu i 20 i 30 procent wodoru. Patrząc jednak na nasze przyszłe wydatki, to te paramenty będą się zwiększać na korzyść wodoru. Docelowo chcemy, aby nasze turbiny mogły spalać w stu procentach wodór. Pytanie jest czy polskie firmy jesteśmy w stanie zmotywować do zakupu takich turbin. Wartość takiej turbiny wobec całej inwestycji to 10-15 procent, natomiast pozostałe komponenty mogą być realizowane przez firmy polskie. Patrząc na wykonawców, to Polimex odzyskuje pozycję po zapaści, a z drugiej strony Rafako przeżywa trudności. Firmy te muszą przejść restrukturyzację. Pytanie co z kolejnymi firmami, które mogłyby takie inwestycje realizować. W energetyce stoimy przed wyzwaniem budowy dużych inwestycji. Pojawia się pytanie, czy w energetyce będzie podobnie jak przy budowie autostrad, gdzie po fali bankructw polskich firm przyszły firmy europejskie. Dzięki restrukturyzacji mogłyby one podjąć wyzwania budowy nowych bloków energetycznych i ciepłowniczych, i z tym potencjałem wychodzić za granicę.
Jaki jest koszt budowy nowych bloków kogeneracyjnych o standardach wyznaczonych przez EBI, a więc poziom emisji na poziomie 250 kg/MWh?
Taryfa D, dotycząca rynku ciepła, powoduje, że lokalne ciepłownie należące do samorządów są instytucjami dobra publicznego, a nie spółkami, które mają zarabiać. Same ciepłownie przy tak ustawionych taryfach nie są w stanie podołać inwestycyjne nowym standardom emisyjnym. W ubiegłym roku przykładem była elektrociepłownia Andrychów, która nie była w stanie poradzić sobie ze standardami emisyjnymi BAT. Miała problemy finansowe związane z kosztami emisji CO2, które wykraczały poza zyski na poziomie trzech procent, wynikające z taryfy. Wobec tego te firmy nie są w stanie odłożyć potrzebne środki na nowe inwestycje. Dlatego też wsparcie zewnętrzne jest do tego niezbędne i potrzebne. Mamy więc trzy możliwości technologiczne, które pomogą nam zabezpieczyć dostawy ciepła. Jednym z głównych rozwiązań dla dużych miast, dużych sieci ciepłowniczych jest rozwiązanie kogeneracyjne oparte o gaz. Wydaje się, że to bardzo efektywne rozwiązanie, które jest stanie spełnić normę poniżej 250 kg/MWh. Rozwiązania dla mniejszych miast są zaś dwojakie. Mogą one – jeśli mają ku temu sprzyjające warunki geologiczne – korzystać z dobrodziejstw geotermii, lub mogą one skorzystać z elektryfikacji ciepła. Ta ostatnia opcja jest – na tym etapie – droga i często nieskuteczna. Wracając jednak do Pana pytania o cenę, to patrząc na potrzeby miast w Polsce, mówimy o mocy między 20 a 150 MW. Istniejące przetargi – jak w Bydgoszczy – dotyczą projektu powyżej 50 MW. My realizowaliśmy zamówienie na blok 138 MW w kogeneracji dla Gorzowa Wielkopolskiego. Ten koszt waha się od 150 do 700 mln zł. Różnice są duże, ponieważ wynikają z uwarunkowań technicznych, infrastrukturalnych, dostępu do gazu czy wyprowadzenia mocy.
Zgodnie z prognozami analityków, biorąc pod uwagę politykę klimatyczną i dekarbonizacyjną, która dotknie także gazu, za kilka lat w Polsce i Europie będzie dostępna duża moc bloków gazowych, a jednocześnie popyt na gaz będzie spadał, tak jak teraz spada zapotrzebowanie na węgiel. Jak zarządzać wówczas takimi blokami, czym wypełnić tę lukę?
Budowa bloków gazowych obecnie wydaje się racjonalnym rozwiązaniem. W sieciach europejskich mamy już teraz dużo energii zielonej ,a będzie jej jeszcze więcej. Podobnie będzie w Polsce dzięki morskim farmom wiatrowym rzędu ok. 10 GW. Lądowe farmy wiatrowe także będą się rozwijać. Do tego dodajmy fotowoltaikę, która może nam stabilizować sieci w letnie dni. Ta energia z OZE ma pierwszeństwo w sieci. Drugim elementem będzie jednak energetyka gazowa, która będzie stabilizować zapotrzebowanie na energię. Na obecnym etapie nie mamy innego rozwiązania jak magazyny energii. Im bardziej rozwijać się będzie energetyka zielona, tym bardziej – na tym etapie – będziemy potrzebować energetyki opartej o gaz wypychając energetykę węglową. Jeśli na to jednak nałożymy politykę wodorową Unii Europejskiej, to zobaczymy, że zakłada ona rozwój tej technologii w zakresie zielonego wodoru. Bruksela zakłada, że do 2023 roku w Europie powstanie 4 GW mocy wytwórczej i 40 GW do końca 2030 roku w technologii wodorowej. Oznacza to, że te bloki gazowe będą w kolejnym etapie dekarbonizowane. Gaz będzie ustępował pola wodorowi. Zakładamy, że w większości bloków gazowych będzie istniała techniczna możliwość zamiany paliwa gazowego na wodorowe. Koszty inwestycyjny związane przejściem między paliwami nie są wielkie, wręcz niezauważalne w kosztach całej inwestycji. Nasza turbina SGT 800 o mocy 50 MW w Gorzowie Wielkopolskim jest przystosowana do spalania gazu i wodoru w podziale po 50 procent. W kolejnej dekadzie będziemy musieli zrobić przegląd, którzy klienci jaką dysonują flotą wytwórczą i jak powinniśmy inwestować nasze pieniądze pod względem technologii w zakresie zdekarbonizowania turbin. Na koniec 2030 roku potencjalnie te bloki gazowe, których dalsza egzystencja w systemie będzie wskazana, zostaną zdekarbonizowane.
Wspomniał Pan o Gorzowie Wielkopolskim. Jaka jest sytuacja w Płocku, gdzie Siemens buduje blok gazowy dla PKN Orlen?
W bloku gazowym w Płocku o mocy 600 MW możliwość współspalania wodoru z gazem kształtuje się na poziomie poniżej 50 procent.
Wspomniał Pan, że bloki gazowe, których dalsza praca będzie uzasadniona, będą wykorzystywały wodór po 2030 roku. Pojawia się jednak pytanie, jak im dostarczyć ten wodór?
Sposobów jest kilka. Pierwszym z nich jest dostarczanie wodoru poprzez istniejące gazociągi. Drugie rozwiązanie to produkcja wodoru przy elektrowni z OZE, bo musi to być zielony wodór. Możemy sobie wyobrazić sytuację, że elektrolizer będzie wybudowany przy elektrowni i on będzie produkował w czasie tzw. doliny nocnej, kiedy jest nadpodaż energii zielonej. Wodór jest jednak obecnie zbyt drogi, aby się go opłacało wykorzystywać. Mieszanie wodoru z gazem na sens, bo w ten sposób niwelujemy wysokie koszty paliwa podawanego do elektrowni, jednocześnie pojawienie się wodoru obniża poziom emisji i niższe koszty polityki klimatycznej. Gdybyśmy dzisiaj mieli zamienić gaz na wodór w stu procentach, to żeby opłacało się to ekonomicznie, koszt emisji CO2 powinien wynosić ok. 350 euro za tonę. To się nie wydarzy. Obecnie ceny uprawień dochodzą do poziomu 30 euro za tonę. Mieszanka na poziomie 80 procent gazu i 20 procent wodoru minimalizuje potencjalny koszt paliwa dla elektrowni, a jednocześnie obniża poziom emisji, redukując koszty uprawień do emisji CO2. To pozwala na zoptymalizowanie pracy takiego bloku pod względem finansowym i środowiskowym.
PKN Orlen i Energa planują wiele inwestycji gazowych. Nie chodzi tu już tylko o blok gazowy w Ostrołęce o mocy 750 MW, ale również Gdańsk, Grudziądz i Elbląg. Czy Siemens Energy zamierza stanąć w szranki przy przetargach na każdą z tych czterech inwestycji?
Mamy w swojej ofercie technologie, która może wnieść we wspomnianych lokalizacjach wartość dodaną i może być atrakcyjna z punktu widzenia generowania najwyższej wartości ekonomicznej. Jednak pozostawimy to ocenie inwestorom. W większości tych przetargów startujemy i mamy realną szansę pokazać wartość naszych technologii. Zbudowaliśmy takie bloki jak blok gazowo – parowy o mocy 600 MW w Płocku. Mamy także zrealizowany blok dla PGE Energia Ciepła w Gorzowie Wielkopolskim. Są to technologie sprawdzone w Europie i Polsce wraz z rozwiniętymi usługami serwisowymi. Decyzje inwestorów w stosunku do powyższych projektów wciąż jeszcze są przed nami, jeśli będą pozytywne to z dużym prawdopodobieństwem będziemy zainteresowani udziałem w przetargach.
Polenergia oraz Siemens Energy i Siemens Gas and Power GmbH & Co. GK zadeklarowały w czerwcu bliską współpracę, której celem jest rozwój nowoczesnych technologii na rzecz dekarbonizacji przemysłu i energetyki, m.in. gazowych i wodorowych. Czy może Pan przybliżyć cel waszej współpracy w sektorze wodoru?
Obecnie w Polsce szukamy partnerów – w tym wypadku Polenergia – którzy są zainteresowani rozwojem technologii wodorowej i poszukiwań zastosowań do produkcji tego paliwo. Dla nas Polenergia to firma praktycznie zdekarbonizowana, mająca fotowoltaikę, lądowe farmy wiatrowe, a także przygotowuje się ze swoim partnerem do budowy morskich farm wiatrowych. Idzie ona w kierunku implementacji nowych technologii i szuka dla nich możliwości wdrożenia. Ta strategia odpowiada zaś naszej firmie w zakresie poszukiwania szans wdrożenia instalacji. Ta współpraca wpisuje się w strategię Polenergii dotyczącej wejścia w wodór i wysokosprawną kogenerację. Pracujemy także z innymi firmami na rynku polskim w zakresie wodoru. Nasi partnerzy na arenie UE we współpracy z ministerstwem rozwoju złożyli projekty w ramach programu IPCEI wpisujących się w łańcuch wartości technologii i systemów wodorowych. Wnioski te zakładają wykorzystanie wodoru do dekarbonizacji ciepła komunalnego ale i samej energetyki. Wspieraliśmy te wnioski pod względem technologicznym i zakładamy, że wtedy, kiedy będą się one bronić ekonomiczniem zakładamy ich implementację. Jeśli więc pyta Pan o implementację projektów, to jeśli tylko Polenergia przedstawi plan biznesowy inwestycji, to my jesteśmy gotowi dyskutować o jego rozwoju. Efektem naszej współpracy będzie wykorzystanie zielonego wodoru.
Europa planuje w kolejnych dziesięciu latach postawić coraz więcej elektrolizerów przy instalacjach OZE. Czy mogą one zmienić energetykę europejską, tak jak kiedyś turbina gazowa?
Elektrolizery mogą być nie tyle rozwiązaniem przejściowym, ale wręcz docelowym. Są dwa warunki konieczne, aby z punktu widzenia warunków ekonomicznych spełnić cel, jaki jest zaistnienie wodoru jako paliwa przyszłości. Model biznesowy związany z wodorem oparty jest o bardzo wysoki efekt skali. Trzeba wyprodukować bardzo dużo, aby koszt jednostkowy spadł do poziomu opłacalnego i stał się konkurencyjny dla gazu. Jeśli będziemy więc 10 GW energii z morskich farm wiatrowych, kilka GW w energetyce lądowej, w fotowoltaice to przełożyć się to może na dużą nadpodaż energii w systemie dolina nocna. Inwestorom może opłacać się zamiast oddawać do systemu energię po niskich cenach, produkcja wodoru jako drugiego produktu wynikającego z produkcji OZE i jej magazynowanie. Wtedy, kiedy pojawi się efekt skali, dojdzie do tego rewolucja w transporcie jak pociągi na wodór, autobusy wodorowe, statki, a także energetyka zacznie wykorzystywać wodór, pojawi się efekt skali. Podobnie jak kiedyś było z ropą, która znalazła szerokie zastosowanie.
Paliwo wodorowe w energetyce rodzi jednak wciąż wiele wyzwań, jakim jest na przykład kontrola nad nim i technologią. Czy da się już teraz zarządzać wodorem w ten sposób, aby zminimalizować niebezpieczeństwa, jak wybuchy?
Na obecnym etapie jest to trudne, jednostkowo to się udaje, jest to nadal temat do dyskusji i badań naukowych. Warto to odnieść się szerszej do tej kwestii. Rozmawiamy o wodorze w energetyce, to wynika niejako z polityki unijnej, Nowego Zielonego Ładu. To jest zmiana całego dogmatu gospodarek w Europie. Może to spowodować powstanie wielu małych innowacyjnych firm, które będą miały gotową technologię technik spalania wodoru oraz jego przechowywania i przesyłu.
Popularne jest powiedzenie, że wodór to ropa naftowa XXI wieku dla transportu. Czy może być on węglem XXI wieku dla elektroenergetyki?
Nie ma powodów, dla których nie mógłby nim być, ale z punktu widzenia technologii, transportu i magazynowania istnieje wiele wyzwań technologicznych.
Rozmawiał Bartłomiej Sawicki i Wojciech Jakóbik
Eksport wodoru przez Nord Stream 2, czyli polityka klimatyczna Rosji
