• <
BOTA_FILM_2021

Bariery produkcji zielonego wodoru na morzu

07.10.2021 23:34 Źródło: własne
Strona główna Energetyka Morska, Offshore Bariery produkcji zielonego wodoru na morzu
Bariery produkcji zielonego wodoru na morzu - GospodarkaMorska.pl
Fot. Tractebel Engie

Zwolennicy niektórych z pierwszych morskich projektów wodorowych mają niewielką nadzieję na osiągnięcie zysku. 

Świat ma rozpocząć produkcję „zielonego” wodoru z obfitych zasobów wody morskiej. Jednak to, czy ta nisza w niszy energetyki odnawialnej ma stać się konkurencyjnym źródłem energii, pozostaje nadal niepewne.

Obecnie tylko około 1 proc. wytworzonego przez człowieka wodoru uważa się za zielony i ani jednego atomu nie produkuje się na morzu.

W koncepcji offshore zielona etykieta może zostać uzyskana dzięki wytworzeniu wodoru z wody morskiej, która wcześniej została poddana procesowi odsalania. A wodór produkowany jest za pomocą elektrolizerów, które wykorzystują energię z odnawialnych źródeł.

Stanowi to nie lada okazję dla firm naftowych, aby nie tylko obniżyć swój ślad węglowy, ale także wykorzystać istniejącą już infrastrukturę morską wartą miliardy dolarów. Ich platformy bez problemu mogą pomieścić elektrolizery, a rurociągi transportować produkt na brzeg. Mogą nawet być w stanie zasilać swoje instalacje na morzu, wykorzystując wodór wytwarzany w elektrolizerach.

Producenci offshore również nie powinni mieć problemu ze znalezieniem rynku. PriceWaterhouseCoopers podał w raporcie z zeszłego roku, że do 2050 roku eksport zielonego wodoru może być wart 300 miliardów dolarów rocznie, zapewniając około 400 000 miejsc pracy na całym świecie.

Jednak pierwsza grupa inwestorów offshore jest nadal w fazie planowania. Ewaluacja wyników po uruchomieniu zajmie jeszcze kilka lat. Oznacza to, że do końca dekady możemy nie wiedzieć, czy wodór produkowany na morzu jest opłacalny.

Niektóre z największych barier, które należy pokonać, zostały podkreślone przez panel wiodących ekspertów ds. wodoru podczas niedawnej konferencji Offshore Technology Conference (OTC) w Houston.

Zielony wodór w próżni

– Główną przeszkodą są nadal koszty. Koszt produkcji wodoru za pomocą elektrolizy jest nadal niezwykle wysoki w porównaniu z produkcją szarego i niebieskiego wodoru – wyjaśnił René Peters.

Peters jest dyrektorem biznesowym w holenderskiej grupie technologicznej TNO, która jest jednym z kilkunastu partnerów próbujących uruchomić PosHYdon, pilotażowy projekt produkcji wodoru na morzu. Oczekuje się, że uruchomienie nastąpi na początku 2023 roku, na innowacyjnej bezzałogowej platformie naftowo-gazowej obsługiwanej przez niezależną firmę naftowo-gazową Neptune Energy.

Komentarze Petersa na temat kosztów nie zostały przeniesione do aspektu morskiego, ponieważ cały zielony wodór jest dziś wytwarzany na lądzie. Jeśli chodzi o punkt krytyczny dla rentowności, są to odpowiednie warunki odniesienia:

· Koszty ekologicznego wodoru wahają się od 6 USD/kg do ponad dwukrotnie więcej, w zależności od ceny wejściowej energii odnawialnej.
· Szary wodór, wytwarzany w procesie parowego reformingu metanu (SMR), cena waha się od 1 USD/kg do 2 USD/kg.
· Niebieski wodór, czyli SMR połączony z wychwytywaniem i składowaniem węgla, kosztuje od 5 USD/kg do 7 USD/kg.
 
Projekt PosHYdon może być przełomowym, ale minusem jest to, że  nie oferuje bezpośredniej drogi do konkurowania z szarym wodorem pod względem kosztów. To tylko odskocznia.

Położona zaledwie 8 mil od holenderskiego wybrzeża, zainstalowana w 2013 roku platforma Neptune, ma docelowo wyprodukować do 15 000 B/D z pola naftowego Amstel.

Długoterminową ambicją jest bezpośrednie wykorzystanie morskiej energii wiatrowej, ale dla tego pilotażowego projektu, są to nadal zbyt duże koszty. Platforma jest jednak w pełni zelektryfikowana, co oznacza, że ​​ma pośrednie połączenie z morską farmą wiatrową. Dane z tej farmy zostaną wykorzystane do symulacji zmiennych dostaw, które byłyby dostępne dla elektrolizera w rzeczywistym scenariuszu.

Ten centralny element – ​​elektrolizer o mocy 1 MW w kontenerze transportowym – będzie znajdował się na górze, gdzie będzie pobierał pozbawioną soli wodę morską i wypompowywał 400 kg/D wodoru. 

A przy szacowanej cenie 10 milionów euro Peters przyznał, że projekt „jest dość drogi”, zwłaszcza biorąc pod uwagę stosunkowo niewielkie rozmiary elektrolizera.

Główne koszty to przyłącza energetyczne, system wprowadzania wodoru do linii gazowej oraz wszystkie badania projektowe i bezpieczeństwa dla innowacyjnego, ale jeszcze niesprawdzonego podejścia.

PosHydon ujawnia również potrzebę wsparcia ze strony rządowej, przynajmniej na tym etapie. Początkowo oczekiwano, że pierwsza produkcja wodoru zostanie uruchomiona pod koniec tego roku. Ale to założenie musiało zostać odsunięte, ponieważ projekt musiał znaleźć więcej holenderskich partnerów, aby zapewnić dotację od holenderskiego rządu w wysokości 3,6 miliona euro, która została przyznana w lipcu.

Zjawisko to wskazuje, że projekty uzależnione od finansowania publicznego mogą mieć wydłużone ramy czasowe. W związku z tym PosHYdon może stracić pozycję  „pierwszej na świecie zielonej elektrowni wodoru”. Dzieje się tak, ponieważ kolejny start-up ogłosił instalację swojego pilotażowego projektu u wybrzeży Francji z docelowym uruchomieniem już w 2022 roku. 

Peters wskazał, że PosHYdon „zdecydowanie nie jest projektem komercyjnym”, a jedynie mającym na celu przetestowanie wykonalności i zdobycie doświadczenia offshore.

Program pilotażowy PosHYdon utoruje drogę innym, którzy chcą osiągnąć ekonomiczne skalowanie. Będzie to wymagało m.in. instalacji elektrolizerów o mocy co najmniej 100 MW, a nawet 1 GW.

Większy oznacza tańszy

Aby obniżyć koszty, jednym z krytycznych punktów, których najbardziej potrzebuje całe spektrum ekologicznego wodoru, nie tylko na morzu, jest skalowanie elektrolizerów.

Aktualnie elektrolizery kosztują około 1000 USD/kW – lub 1 milion USD za MW. Niektórzy zwolennicy wodoru spodziewają się, że cena spadnie do około 300 USD/kW w ciągu najbliższych kilku lat, a następnie do 100 USD/kW pod koniec dekady.

Nawet przy tak dużej zniżce Eric Miller, starszy doradca Departamentu Energii Stanów Zjednoczonych (DOE), oznajmił uczestnikom OTC, że jest to tylko „konieczny, ale niewystarczający warunek do osiągnięcia 1 USD/kg wodoru”.

Technologia, na którą wielu liczy, aby uczynić zielony wodór konkurencyjnym, nazywa się elektrolizą membrany elektrolitu polimerowego (PEM). Chociaż nie jest to najtańsza opcja, elektroliza PEM jest najbardziej użyteczna, przy działaniu w zmiennych obciążeniach.

Większość dzisiejszych największych komercyjnych jednostek PEM, ma ograniczenia mocy wejściowej na poziomie 5 MW i 10 MW. To nie jest zły wynik, biorąc pod uwagę, że mniej niż dekadę temu „duży” oznaczał około 250 kW – oznajmił Miller.

Zarówno wtedy, jak i teraz, aby rozwinąć się na większą skalę, producenci wodoru po prostu przyjęli podejście modułowe, grupując razem elektrolizery.

– Aktualnie, to rozwiązane się sprawdza... Ale kiedy wejdziesz w skalę 100-MW lub gigawatową, to będzie zupełnie nowa technologia – dodał Miller.

Krótkoterminowy potencjał elektrolizerów PEM, to przynajmniej zwiększenie ich gęstości wyjściowej. Miller powiedział, że stworzy to „bardziej zwarte, zajmujące mniej miejsca systemy”, które „z pewnością mają przewagę w morskich, zdalnych konstrukcjach”.

Grunt to elektrolizer

Oprócz mocniejszych i/lub wydajnych elektrolizerów sposób ich wykonania wymaga zmian. Dla Davida Edwardsa, kierownika eksperta ds. energii wodorowej w firmie Air Liquide, dostawcy gazów przemysłowych, może to być najważniejsza kwestia.

– Sukces produkcji zielonego wodoru na dużą skalę wymaga od nas zmniejszenia kosztów kapitałowych systemu elektrolizera o prawie rzędy wielkości – powiedział.

Brzmi zniechęcająco. Ale Edwards był stanowczy, że jest to całkowicie możliwe. Powiedział, że producenci elektrolizerów już odchodzą od małej skali na rzecz technik roll-to-roll i linii montażowych.

Chociaż to dopiero początek tej zmiany, przytoczył postęp w produkcji paneli słonecznych jako przykład tego, dokąd może zmierzać skalowanie produkcji zielonego wodoru. Od 2010 roku koszt instalacji fotowoltaicznych na skalę przemysłową spadł o 82 proc., w dużej mierze dzięki ulepszeniom produkcyjnym.

Air Liquide związała część swojej przyszłości z wodorem, po tym, jak kilka lat temu nabyła mniejszościowy udział w firmie o nazwie Hydrogenics. Firma, której większość należy do giganta produkującego silniki, Cumminsa, twierdzi, że jest pierwszą firmą na rynku z „dużymi” elektrolizerami.

W styczniu Hydrogenics i Air Liquide zakończyły instalację największego, jak mówią, elektrolizera na świecie – o mocy 20 MW (złożona z czterech bloków o mocy 5 MW każdy) jest w 99 proc. zasilana energią odnawialną i znajduje się na lądzie w Bécancour w Quebecu.

W programie są również zautomatyzowane zakłady produkcyjne. Międzynarodowa Agencja Energii Odnawialnej (ang. International Renewables Energy Agency) stwierdziła w niedawnym raporcie, że automatyzacja oznacza „stopniową redukcję kosztów”, która umożliwia liniom produkcyjnym przejście na gigawaty elektrolizerów rocznie.

Jednym z przykładów jest norweski producent elektrolizerów Nel, który dostarcza elektrolizer do pilotażowego PosHYdon. W tym roku firma ukończyła pierwszą zautomatyzowaną linię produkcyjną. Modernizacja jest częścią ambicji Nel, aby obniżyć koszty ekologicznego wodoru do 1,50 USD/kg do 2025 roku i osiągnąć roczną moc 2 GW w swoim zakładzie w Herøya w Norwegii.

Dodatkowo, producenci elektrolizerów chcą obniżyć koszty różnych części składowych poprzez standaryzację. Niektóre z ważnych elementów, które to determinują, obejmują systemy oczyszczania wody, transformatory, sprężarki, procesory i systemy chłodzenia – z których wszystkie stanowią co najmniej połowę kosztów dla większości elektrolizerów.

Oprócz mocniejszych i/lub wydajnych elektrolizerów sposób ich wykonania wymaga zmian. Dla Davida Edwardsa, kierownika eksperta ds. energii wodorowej w firmie Air Liquide, dostawcy gazów przemysłowych, może to być najważniejsza kwestia.

– Sukces produkcji zielonego wodoru na dużą skalę wymaga od nas zmniejszenia kosztów kapitałowych systemu elektrolizera o prawie rzędy wielkości – powiedział. Brzmi zniechęcająco. Ale Edwards stanowczo podkreślał, że jest to całkowicie możliwe.


Fot. nov.com

Połączenie energii wiatrowej i rurociągów

Inną składową kosztów, prawdopodobnie równie ważną jak wszystkie inne, jest koszt energii wiatrowej.

W styczniu Rystad Energy wykorzystał ten punkt do „wylania kubła zimnej wody” na koncepcję morskiego wodoru, opisując bieżące koszty jako „popisowe”. Firma konsultingowa oznajmiła w swoim raporcie, że ​​użycie około połowy mocy z farmy wiatrowej o mocy 1 GW skutkowałoby ceną zielonego wodoru w wysokości 5,10 EUR/kg.

Przejęcie produkcji na morzu może pomóc firmom osiągnąć status zerowej emisji netto dwutlenku węgla. Rystad pisze w raporcie, że bardziej konkurencyjne aukcje dla farm wiatrowych i postępy w technologii i skalowaniu elektrolizerów mogą poprawić perspektywy dla sektora. Niemniej jednak jest tu wielka okazja dla operatorów farm wiatrowych, którzy rozważają połączenie sił z produkcją wodoru.

Peters zauważył, że farmom wiatrowym na Morzu Północnym kończą się nieruchomości w stresie przybrzeżnej, a kolejne inwestycje będą musiały przenieść się dalej w morze.

– To naprawdę stanowi wąskie gardło dla dalszego rozwoju morskiej energetyki wiatrowej po 2030 roku – skwitował Peters.

Farmy wiatrowe zlokalizowana z dala od strefy brzegowej będą musiały stawić czoła zwiększonym kosztom, z prostej przyczyny, jaką jest chociażby infrastruktura stanowiąca podłączenie do sieci na lądzie. Można jednak obniżyć te koszty, łącząc przyszłe instalacje z produkcją wodoru.

Peters wskazał na mapę podczas swoich wystąpień w OTC, pokazującą rozległą sieć rurociągów na Morzu Północnym, które kończą się w punktach w Holandii, Wielkiej Brytanii, Niemczech oraz Danii.

TNO i inni proponują, aby te rurociągi zaczęły być traktowane jako kable energetyczne. Peters powiedział, że każda z największych linii magistralnych może pomieścić od 10 do 20 GW potencjału mocy w postaci płynącego wodoru.

Zmniejszyłoby to również koszty elektrowni na lądzie, które przekształcają napięcie prądu stałego pochodzącego z farm wiatrowych na prąd przemienny, na którym działa sieć.

Istnieją jednak obawy dotyczące kompatybilności rurociągów, ponieważ wodór powoduje kruchość stali. Niektóre z najnowszych badań wskazują, że w odpowiednich warunkach (tj. ciśnienie, temperatura i metalurgia rurociągów) znaczna część istniejącej infrastruktury będzie odpowiednia do transportu wodoru.

Ogólnie uważa się, że około 20 proc. wodoru można zmieszać z gazem ziemnym w konwencjonalnym rurociągu, zanim pojawią się problemy.

W projekcie PosHYdon wodór będzie płynął do rurociągu w maksymalnym stężeniu 10 proc. w strumieniu gazu ziemnego do platformy hubowej. Stamtąd wodór popłynie do Rotterdamu większą linią wielofazową w stężeniu 1 proc.



Fot. nov.com

Nowa infrastruktura i innowacje

Istniejąca infrastruktura pomaga w pewnym stopniu obniżyć wymagania kapitałowe w produkcji wodoru.

Poza Morzem Północnym inni, w tym Saipem na włoskim Adriatyku, rozważają ponowne wykorzystanie platform naftowych i gazowych do przechowywania elektrolizerów. Ale chociaż istniejąca infrastruktura może obniżyć wymagania kapitałowe, nakłada również ograniczenie na wielkość instalacji elektrolizy, które można wykorzystać.

Na przykład projekt PosHYdon ograniczył się do elektrolizera o mocy 1 MW ze względu na dostępną przestrzeń w górnej części platformy i ograniczenie ciężaru.

Nawet jeśli do przyszłych projektów zostaną wybrane większe platformy, nadal istnieje duże prawdopodobieństwo, że skalowanie do 100 MW i większych mocy będzie wymagało dedykowanych, specjalnych obiektów. Jedną z takich propozycji jest projekt belgijskiej firmy inżynieryjnej Tractebel Engie dotyczący 400-megawatowej platformy dedykowanej zielonemu H2.

Platformy dedykowane to tylko jeden z krążących wokół pomysłów. W lutym duński rząd zatwierdził plany budowy dwóch stworzonych przez człowieka „wysp energetycznych”, jednej na Morzu Bałtyckim i jednej na Morzu Północnym, w których znajdą się setki turbin wiatrowych. Koncepcja jest nadal w fazie badań, ale wyspy byłyby prawdopodobnie wystarczająco duże, aby pomieścić również elektrolizery.

Niezależnie od tego, czy są one modernizowane, czy instalowane w nowych obiektach, kolejnym pomysłem jest mieszanie zielonego wodoru z amoniakiem. Amoniak jest sprawdzonym „nośnikiem” energii wodorowej, który umożliwia transport czystego, palącego się gazu w postaci cieczy.

Obecnie amoniak jest używany na całym świecie przede wszystkim do produkcji nawozów i oczyszczania ścieków. Ale w połączeniu z wodorem ma potencjał, aby stać się kolejnym paliwem bunkrowym dla światowej floty morskiej, która potrzebuje alternatyw bez siarki.

Może być również wykorzystywany do zasilania obiektów morskich, ograniczając potrzebę elektryfikacji jako sposobu na dekarbonizację. Pomysł ten został również zgłoszony na tegorocznym OTC przez firmę NOV zajmującą się technologiami naftowo-gazowymi.

OTC 31294 NOV przedstawia koncepcję podmorskich zbiorników magazynowych, które będą wypełnione ciekłym amoniakiem z zielonym wodorem.

W przypadku platformy działającej na mocy 20 MW i oddalonej o około 100 km od brzegu NOV szacuje koszty certyfikacji na około 250 milionów dolarów. Wybór zamiast tego podmorskiego składowania zielonego amoniaku może kosztować około połowę tej kwoty.

Operatorzy farm wiatrowych mogliby również skorzystać na tym rozwiązaniu, mając możliwość przekształcenia nadmiernej produkcji w łatwo magazynowane źródło energii.

NOV przyznał jednak, że jego prognozy kosztów są prawdopodobnie nieco zbyt optymistyczne. Nie uwzględniają faktu, że proponowana technologia, która jest w trakcie testów, wymaga dalszych inwestycji, aby mogła zostać zrealizowana, ani kosztów energii wiatrowej i amoniaku. Powiedział, że producenci elektrolizerów już odchodzą od małej skali na rzecz technik roll-to-roll i linii montażowych.

Chociaż to dopiero początek tej zmiany, przytoczył postęp w produkcji paneli słonecznych jako przykład tego, dokąd może zmierzać skalowanie produkcji zielonego wodoru. Od 2010 roku koszt instalacji fotowoltaicznych na skalę przemysłową spadł o 82 proc., w dużej mierze dzięki ulepszeniom produkcyjnym.

Air Liquide związała część swojej przyszłości z wodorem, po tym, jak kilka lat temu nabyła mniejszościowy udział w firmie o nazwie Hydrogenics. Firma, której większość należy do giganta produkującego silniki, Cumminsa, twierdzi, że jest pierwszą firmą na rynku z „dużymi” elektrolizerami.

W styczniu Hydrogenics i Air Liquide zakończyły instalację największego, jak mówią, elektrolizera na świecie – o mocy 20 MW (złożona z czterech bloków o mocy 5 MW każdy) jest w 99 proc. zasilana energią odnawialną i znajduje się na lądzie w Bécancour w Quebecu.

W programie są również zautomatyzowane zakłady produkcyjne. Międzynarodowa Agencja Energii Odnawialnej (ang. International Renewables Energy Agency) stwierdziła w niedawnym raporcie, że automatyzacja oznacza „stopniową redukcję kosztów”, która umożliwia liniom produkcyjnym przejście na gigawaty elektrolizerów rocznie.

Jednym z przykładów jest norweski producent elektrolizerów Nel, który dostarcza elektrolizer do pilotażowego PosHYdon. W tym roku firma ukończyła pierwszą zautomatyzowaną linię produkcyjną. Modernizacja jest częścią ambicji Nel, aby obniżyć koszty ekologicznego wodoru do 1,50 USD/kg do 2025 roku i osiągnąć roczną moc 2 GW w swoim zakładzie w Herøya w Norwegii.

Dodatkowo, producenci elektrolizerów chcą obniżyć koszty różnych części składowych poprzez standaryzację. Niektóre z ważnych elementów, które to determinują, obejmują systemy oczyszczania wody, transformatory, sprężarki, procesory i systemy chłodzenia – z których wszystkie stanowią co najmniej połowę kosztów dla większości elektrolizerów.

GEOFUSION_790x140
ned_project_390x100

Surowce

 Ropa brent 64,38 $ baryłka  0,00% 21:58
 Cyna 38875,00 $ tona -1,89% 20 paź
 Cynk 3583,00 $ tona -3,32% 20 paź
 Aluminium 3064,00 $ tona -3,50% 20 paź
 Pallad 2680,00 $ uncja  0,00% 21:57
 Platyna 1191,10 $ uncja  0,00% 21:59
 Srebro 25,11 $ uncja  0,00% 21:59
 Złoto 1731,30 $ uncja  0,00% 21:59

Dziękujemy za wysłane grafiki.