Rowicki: Energetyka i przemysł chcą P2G (ANALIZA)
Co wspólnego mają ze sobą RWE, PGE, JSW, Lotos, czy PKN Orlen? Zapewne wiele, lecz jedną z cech wspólnych jest zainteresowanie technologiami z rodzaju Power-To-Gas (P2G). Jest to obecnie mniej popularna z technologii magazynowania energii, która ma jednak spory potencjał na przyszłość – pisze Marcin Rowicki, prezes Studenckiego Koła Magazynowania Energii, z Wydziału Mechanicznego, Energetyki i Lotnictwa Politechniki Warszawskiej.
Koncepcja techniczna
Idea jest zasadniczo prosta – chcąc zmagazynować energię elektryczną, musimy przekształcić ją w użyteczny oraz trwały nośnik. Takim nośnikiem może być np. gaz i jego energia wiązań chemicznych. W rozwiązaniach P2G kluczowym elementem całego łańcucha jest zwykle wodór, który można wykorzystać dalej do produkcji innych gazów, np. metanu lub amoniaku. Do wytworzenia wodoru przy użyciu odnawialnych źródeł energii wykorzystuje się elektrolizę wody.
Obecnie, do wytwarzania wodoru rozważa się trzy typy elektrolizerów – alkaliczne, z membraną PEM i stało-tlenkowe (SOEC).
- Elektrolizery alkaliczne – najpowszechniej komercyjnie wykorzystywany typ, elektrolitem w nich jest wodny roztwór KOH lub NaOH, ich sprawność to 60 – 80%, mają jednak stosunkowo długi czas rozruchu (w granicach 30-60 minut), więc ich zastosowanie w systemach wymagających ciągłych restartów może być uciążliwe (np. przy wspomaganiu niestabilnych OZE)
- Elektrolizery z membraną PEM – technologia nowsza i mająca lepsze charakterystyki start/stop od elektrolizerów alkalicznych, choć są od nich droższe. Elektrolizery PEM wykorzystują membranę polimerową o wysokim przewodnictwie jonowym, a otrzymany z nich wodór charakteryzuje się bardzo wysoką czystością (na poziomie 99,999%)
- Elektrolizery stałotlenkowe (SOEC) – najnowsza z technologii, będąca również najmniej rozwiniętą, ponieważ elektrolizery tego typu są jeszcze w fazie laboratoryjnej i testowej. Pomimo to, przewiduje się, że komercyjnie mogą one osiągać wyższe sprawności oraz mniejsze koszty materiałów. Elektrolizery tego typu mogą także pracować w trybie odwrotnym, jako ogniwa paliwowe.
Wytwarzanie wodoru z energii elektrycznej pochodzącej obecnie jest obecnie wykorzystywane bardzo rzadko (stanowi ok. 4% całego wodoru wytwarzanego na świecie), ponieważ w porównaniu do tradycyjnych metod (np. parowego reformingu metanu lub krakingu ropy naftowej) jest droższe ok. 2-3 krotnie.
Istotnym elementem systemu P2G jest zmagazynowanie wytworzonego wodoru. Problemem jest tu jednak gęstość zmagazynowanej energii – w porównaniu do innych nośników jest ona dość niska, co sprawia, że do zmagazynowania tej samej ilości energii, potrzeba stosunkowo dużo miejsca. Najprostszą i najpowszechniej wykorzystywaną metodą przechowywania wodoru jest po prostu zatłoczenie gazu do zbiornika pod odpowiednim ciśnieniem. Najczęściej wykorzystywanymi ciśnieniami są 350 lub 700 bar. Możliwe jest także zmagazynowanie wodoru w postaci ciekłej – zdecydowanie bardziej energochłonne, jednak znacznie zwiększające gęstość magazynowania – zarówno objętościową, jak i masową. Obiecującym kierunkiem, jaki pojawia się w pracach badawczo-rozwojowych jest wykorzystanie związków chemicznych zawierających wodór (np. amoniak lub związki organiczne, np. metanol) lub adsorpcji i absorpcji fizycznej wodoru w innych materiałach.
Rys.1. Porównanie gęstości energii różnych technologii magazynowania wodoru, źródło: Stetson N.: An overwiev of U.S. DOE’s activities for hydroen fuel cel technolgies, 2012
Po zmagazynowaniu energii w wodorze, energię elektryczną można z powrotem uzyskać w ogniwie paliwowym. W zależności od użytego typu ogniwa, jego sprawność waha się w granicach 40-80%, zwiększa się także przy odzysku ciepła. Ogniwa są jednak bardzo wrażliwe na czystość wykorzystywanego paliwa, które musi być bardzo dobrej jakości.
Zastosowania Power-To-Gas
Warto mieć na uwadze, że wodór wyprodukowany tymi metodami nie musi być wykorzystywany jedynie do ponownego wytworzenia energii elektrycznej. Ma on także zastosowanie w innych gałęziach przemysłu lub w przyszłości może być wykorzystywany w transporcie. Wodór może być także wtłaczany do istniejącej sieci gazowej i być przesyłany wraz z gazem ziemnym (choć warto wspomnieć, że jedynie do pewnego procenta, zależnego od konstrukcji, stanu i standardów sieci). Najwięcej nadziei upatruje się w wykorzystaniu wodoru w ciężkim transporcie kołowym, kolejowym oraz lotniczym – ich elektryfikacja może być niezwykle utrudniona ze względu na duże rozmiary i masę akumulatorów potrzebnych do ich zasilenia.
Wodór można także wykorzystać do ekologicznej syntezy innych gazów, np. amoniaku lub metanu, wytwarzanych do tej pory przede wszystkim przy użyciu paliw kopalnych. Ułatwia to magazynowanie energii (omijając problemy z magazynowaniem wodoru wymienione wcześniej), a także pozwala na ekologiczne wytwarzanie związków wykorzystywanych już dziś (np. w przemyśle chemicznym). Szacuje się, że użycie odnawialnych źródeł energii do produkcji amoniaku pozwoliłoby na ograniczenie światowej emisji CO2 o nawet 360 mln ton rocznie. Natomiast synteza metanu pozwoliłaby np. na wychwytywanie dwutlenku węgla z powietrza.
Siemens angażuje się w pilotażową instalację magazynu energii
Instalacje pilotażowe
Power-To-Gas nie jest testowany jedynie w laboratoriach, ale jego rozwojem i wdrożeniem spółki są zainteresowane już dziś.
Paneuropejskie konsorcjum BioCat ogłosiło w czerwcu tego roku uruchomienie komercyjno-pilotażowej instalacji P2G w Danii. Obiekt o mocy 1 MW do produkcji wodoru wykorzystuje nadmiarową produkcję energii elektrycznej z pobliskiej farmy wiatrowej. Następnie, wodór jest wykorzystywany do produkcji metanu metodami biologicznymi. Odnawialny biogaz jest następnie wtłaczany do istniejącej, gazowej sieci dystrybucyjnej zasilającej okolice Kopenhagi. Projekt kosztował ok. 6,7 mln EUR. Na konsorcjum składają się firmy z całej Europy, m.in. z Danii, Niemiec i Belgii, a projekt odbywa się przy wsparciu duńskiego operatora sieci gazowej, Energinet.
W niemieckiej Dolnej Saksonii powstaje obecnie projekt jednej z największych instalacji P2G o mocy 100 MW, w którym biorą udział spółki TenneT (operator sieci przesyłowej), Gasunie oraz Thyssengas (operatorzy sieci gazowej). Plany zakładają budowę w pobliżu stacji przesyłających na południe energię elektryczną z morskich farm wiatrowych znajdujących się na Morzu Północnym. Po ukończeniu w 2022 roku, da to spółkom uczestniczącym w projekcie możliwość przetestowania w warunkach przemysłowych P2G jako technologii magazynowania energii elektrycznej, wytwarzania ekologicznego gazu, który można przesłać gazociągiem do odbiorców oraz wykorzystania jako paliwa w transporcie. Jest to także okazja do przetestowania działania kompleksowego i elastycznego połączenia tych trzech różnych zastosowań P2G. Nie ujawniono niestety budżetu projektu.
Z polskiego podwórka, spółka PGE Energia Odnawialna ogłosiła w lipcu tego roku plany budowy pilotażowej instalacji P2G mającej współpracować z Farmą Wiatrową Lotnisko, znajdującej się w woj. pomorskim. Jest to wciąż instalacja niewielka – jej moc ma nie przekraczać 0,5 MW. Oprócz wykorzystania wodoru w projekcie ma zostać wykorzystany moduł metanizacyjny, produkujący biometan z wodoru i dwutlenku węgla.
PGE Energia Odnawialna inwestuje w innowacyjny projekt oparty o koncepcję wodorową
PKN Orlen już dziś sprzedaje wodór na dwóch swoich stacjach w Niemczech, co wpisuje się w strategię koncernu dotyczącą rozwoju infrastruktury służącej sprzedaży paliw alternatywnych. Jest to jednak wodór produkowany z paliw kopalnych, więc w przyszłości, dążąc do dekarbonizacji koncernu, spółka sięgnie zapewne po rozwiązania z zakresu Power-to-Gas.
Już teraz na światowym rynku są podmioty, które wyspecjalizowały się w instalacjach typu P2G, m.in. kanadyjskie Hydrogenics, brytyjskie ITM Power, czy francuskie McPhy Energy, a swoje usługi w tym zakresie oferuje też np. czy niemiecki Siemens. Z czasem podobnych firm z pewnością będzie przybywać.
Perspektywy na przyszłość
Potencjał rozwojowy technologii Power-To-Gas został także dostrzeżony w raportach instytucji naukowych oraz think-thanków zajmujących się problemami dekarbonizacji. Raporty m.in. The Oxford Institute for Energy Studies lub Institution of Mechanical Engineers wskazują na konieczność wyeliminowania w pewnym momencie gazu ziemnego, który jest wskazywany jako paliwo przejściowe i półśrodek w procesie pełnej dekarbonizacji. Wodór, jako nośnik energii może być jego bardzo dobrym i bezemisyjnym zamiennikiem. W raportach wskazywany jest także ograniczony potencjał elektryfikacji w dekarbonizowaniu np. transportu lub, gdzie zdecydowanie pomogłoby wykorzystanie wodoru wytwarzanego z energii elektrycznej pochodzącej z niskoemisyjnych źródeł (odnawialnych lub atomowych). Wodór ma także tą przewagę, że może być przesyłany na większe odległości ze znacznie mniejszymi stratami, a rozwiązania wodorowe są modularne i z łatwością mogą być skalowane, w zależności od potrzeb.
Na przeszkodzie póki co stoją przede wszystkim zbyt wysokie, w porównaniu z dostępnymi alternatywami, koszty (zarówno CAPEX-u, jak i OPEX-u). Ich obniżeniem powinny zajmować się prace badawczo-rozwojowe: obniżenie wydatków inwestycyjnych np. poprzez zastosowanie innych materiałów oraz podwyższenie sprawności całego obiegu (co zmniejszy koszty operacyjne oraz ułatwi znalezienie przewagi rynkowej) zintensyfikowałyby rozwój technologii i umożliwiłyby zastosowanie jej w warunkach wolnorynkowych. Według naukowców z Politechniki w Ratyzbonie, do 2050 roku CAPEX projektów Power-to-Gas może spaść nawet o 75%.
Warto zaznaczyć, że wodór może być także niskoemisyjnie wytwarzany bez użycia energii elektrycznej, lecz bezpośrednio w elektrowni atomowej z reaktorem wysokotemperaturowym HTGR. W takim wypadku, wykorzystuje się ciepło z takiego reaktora o temperaturze co najmniej 950 °C, a wodór wytwarza się z wody w cyklu jodowo-siarkowym. Metoda została opracowana już w latach 70. XX wieku, lecz przez brak na świecie wybudowanych reaktorów HTGR, nie była jeszcze wykorzystywana w praktyce, w komercyjnej skali.
