Transformacja energetyczna związana ze zmianą pierwotnych źródeł energii z paliw kopalnych na odnawialne, zero- i nisko- emisyjne, oznacza gruntowną zmianę w całym łańcuchu wartości zarządzania energią. Dodatkowo, wprowadzane zmiany muszą uwzględniać sytuację początkową i charakterystykę poszczególnych rynków (krajowych i regionalnych).
Oznacza to, że nie można w Polsce oraz Europie Środkowo-Wschodniej wdrażać zmian w taki sam sposób, jaki jest, czy może być stosowany w innych europejskich krajach. Mając to na uwadze oraz pamiętając o generalnych trendach, którym podlegają modele rynku energii (jak konwergencja systemów gazowego i elektroenergetycznego, decentralizacja i wielokierunkowość przepływu energii), Grupa ORLEN podjęła wiele inicjatyw rozwojowych, innowacyjnych i badawczo-rozwojowych. Jedną z nich jest zbudowanie i uruchomienie (w ramach projektu InGrid ) instalacji „Power to Gas”. Obiekt ten stanowi unikalne w skali kraju laboratorium badawcze i testowe, umożliwiające prowadzenie eksperymentów z udziałem wodoru jako nośnika energii oraz jego integracją z istniejącą infrastrukturą gazową.
Planując zmiany (rys. 1) – immanentną część transformacji energetycznej – należy przypomnieć sobie jaką pozycję rynkową zajmuje dzisiaj Grupa ORLEN. W zakresie najważniejszych, opisujących działalność energetyczną należy przytoczyć:
– około 20 mld m3 gazu ziemnego dostarczonego na rynek, w tym własne wydobycie na poziomie około 9 mld m3,
– ponad 38 mln ton przerobionej ropy naftowej oraz sieć około 3 500 stacji benzynowych w Europie,
– prawie 17 TWh wyprodukowanej energii elektrycznej z rosnącą ilością zainstalowanych mocy odnawialnych – wynoszącej 1,3 GW w 2024.
Specyficznymi aktywami (rys. 2), jakimi dysponuje Grupa ORLEN są również sieci dystrybucyjne – energetyczna, zarządzana przez ENERGA Operator i obsługująca ponad 3,3 mln klientów w północnej i środkowej Polsce oraz gazowa, której operatorem jest Polską Spółkę Gazownictwa, dostarczająca gaz do 7,5 mln klientów na terenie całego kraju.
Szczególnie aktywa dystrybucji gazu ziemnego, stanowiące unikalną infrastrukturę, powinny być wykorzystane optymalnie – zarówno pod względem ekonomicznym i biznesowym, jak i techniczno-operacyjnym – w tak zwanym okresie przejściowym. Właściwe wykorzystanie infrastruktury umożliwi zarówno rozwój źródeł nisko- i zeroemisyjnych, jak i obniżenie kosztów transformacji, ponoszonych także przez odbiorców finalnych.
Dla zobrazowania wyzwań na ścieżce transformacji można przedstawić dwa zestawienia (rys. 3, 4):
– redukcję intensywności emisji produkcji energii elektrycznej i ciepła, jaką w Strategii do 2035 r. przyjął ORLEN, a która liczona w kilogramach ekwiwalentu emisji dwutlenku węgla ma wynieść 55% – jako bazę przyjmując 2019 r.,
– zwiększające się w najbliższych latach zapotrzebowanie na gaz ziemny, stanowiący główne paliwo umożliwiające odejście od węgla kamiennego, a następnie wprowadzanie gazów zdekarbonizowanych (jak zielony wodór, czy biometan),
Jak widać, w przypadku obecnego miksu energetycznego w Polsce, gaz stanowi kluczowy pomostowy nośnik energii w okresie redukowania emisji i dochodzenia do gospodarki opartej na w pełni odnawialnych i zero- emisyjnych źródłach.
Jednocześnie należy pamiętać o wspomnianych na wstępie zmianach jakim podlega generalnie (w tym wypadku zarówno w Polsce, jak i innych krajach europejskich) model rynku (rys. 5, 6).
Dotychczas, co do zasady scentralizowane, wertykalne, jednokierunkowe (od ustalonego źródła do odbiorcy) rynki pierwotnych nośników energii – ropy naftowej, węgla, gazu ziemnego oraz wtórny energii elektrycznej (od momentu wygenerowania z jednego z nośników pierwotnych) zmieniają się w:
– konwergentny – w którym można zamiennie posługiwać się molekułami związków i substancji chemicznych, elektronami (energią elektryczną), czy temperaturą (energii cieplnej), zależnie od założonego celu biznesowego – magazynowanie, czy dostarczanie energii o różnych parametrach i skali,
– zdecentralizowany (coraz widoczniej) – w którym optymalizacja kosztowa i operacyjna (oraz specyfika źródeł odnawialnych) powoduje dążenie do jak najbliższego geograficznie wytwarzania, magazynowania, dostarczania i wykorzystania energii, połączonych z coraz dokładniejszymi metodami lokalnego bilansowania,
– dwu- lub wielokierunkowy – w którym role wytwórcy, magazynującego, czy bilansującego oraz wykorzystującego energię zmieniają się w czasie, a co z tego wynika – wymagają umożliwienia przekazywania energii pomiędzy wszystkimi uczestnikami (częściej lokalnego, ale nie tylko) rynku.
Mając na uwadze wcześniej opisane główne, jak również towarzyszące im wyzwania (rys. 7, 8), konieczne było udzielenie odpowiedzi na pytania o sposób podejścia zarówno do samej transformacji, jak i wykorzystania w niej infrastruktury gazowej.
Trzy kluczowe dylematy, na jakie należało odpowiedzieć, to:
• Czy wykorzystywać rosnące, ale nadal przemysłowo małe ilości zielonego wodoru, aby stopniowo dekarbonizować procesy biznesowe? Czy raczej poczekać aż podaż wodoru będzie odpowiednia, aby przestawić procesy na nowe paliwo (nośnik energii) osiągając skokowo efekt docelowy?
• Czy modernizować istniejącą infrastrukturę gazową, przygotowując ją do przyjęcia wodoru (np. w zakresie do ~25% H₂) – zakładając, że na rynku ilość zielonego wodoru będzie rosła stopniowo, nie będąc przez pewien okres wystarczająca do „samodzielnego” zasilenia procesów przemysłowych, czy innych sposobów wykorzystania? Alternatywnym podejściem byłyby inwestycje w dedykowaną infrastrukturę, której wykorzystanie byłoby możliwe dopiero po osiągnięciu znacznej ilości produkowanego i odstępnego zielonego wodoru.
• Czy ograniczyć się na rodzaju outsourcingu usług związanych z nowymi, wodorowymi technologiami, zlecając realizację projektów i przedsięwzięć zewnętrznym firmowo (w wielu wypadkach zagranicznym, na pewno posiadającym już doświadczenie wypracowane w ramach wcześniejszej działalności)? Czy też zaplanować i realizować inicjatywy pozwalające na zbieranie własnych doświadczeń i kompetencji, mając świadomość dłuższego procesu uczenia i wypracowania własnego know-how, ale o dużo wyższej jakości, niż tylko pozostając w roli zlecającego i finansującego właściciela rozwiązań, czy technologii?
W wyniku wewnętrznych prac, jako bazę planów działań, a w szczególności projektów innowacyjnych i badawczo-rozwojowych przyjęto, opcję:
– stopniowego wykorzystywania dostępnego na rynku zielonego wodoru – tak, aby możliwość redukcji emisji (choć stopniowa) możliwa była jak najszybciej,
– wykorzystania istniejącej infrastruktury – również adekwatnie do stopniowo zwiększającego się wolumenu wodoru, z zachowaniem bezpieczeństwa i ciągłości, maksymalizując wykorzystanie już istniejących aktywów,
– wypracowania i zdobywania własnych danych, doświadczeń i kompetencji – dających stabilne i długofalowe podstawy do optymalnego budowania działalności operacyjnej ORLEN.
Powyżej scharakteryzowanym dylematom, towarzyszyła lista dodatkowych opcji, które jednak nie zmieniły zasadniczego kierunku działań, założeń i ambicji Grupy. W efekcie, charakterystycznym i ważnym elementem rynku w okresie przejściowym, będzie użycie wodoru jako gazu mieszanego z gazem ziemnym i dostarczanego przy użyciu obecnej i podlegającej modernizacji sieci dystrybucyjnej gazu. Jednocześnie założono, że długość okresu przejściowego będzie w największym stopniu uzależniona od wzrastającej skali produkcji (dostępności, podaży na rynku) zielonego wodoru, gotowości odbiorników końcowych i regulacji kształtującej rynek. Mającym wpływ na szybkość zmian technicznych, a częściowo zależnym od regulacji, będzie dostęp do finansowania wspierającego rozwój rynku i generalnie przebieg transformacji.
Biorąc pod uwagę ilość wyzwań oraz ich różny (techniczny, biznesowy) charakter i wpływ na możliwość realizacji wybranego scenariusza (rys. 9, 10), zastosowane zostało podejście dzielące wyzwania na trzy grupy:
- dotyczące bezpośrednio infrastruktury – strice techniczne określenie bezpieczeństwa i prawidłowości pracy danych elementów z mieszaniną gazu ziemnego z wodorem. W tej grupie mieszczą się testy z użyciem mieszanin o udziale wodoru od 1% do granic 23-25%. Badania obejmują ekspozycję statycznych elementów infrastruktury na działanie mieszanin i wytrzymałość materiałów, z których są zrobione (rury, łączenia, uszczelnienia) oraz poprawności pracy elementów procesowych np. gazomierzy, chromatografów, czy palników.
- dotyczące zarządzania łańcuchem wartości produkcji zielonego wodoru – określenie rzeczywistych parametrów, ograniczeń oraz warunków technicznych prowadzenia produkcji zielonego wodoru w sytuacjach różnych celów biznesowych. Elementy infrastruktury (np. dwa rodzaje magazynów energii) oraz elastyczność całej instalacji (np. doboru zasilania dla elektrolizera) pozwalają m.in. na pracę z priorytetem maksymalnego wykorzystania elektrolizera – decydując się na zasilanie nie tylko bezpośrednio z farmy PV lub gdy celem jest produkcja największej ilości, ale tylko wodoru spełanijącego kryteria RFNBO. W ramach tej grupy wyzwań adresowane będą również kwestie legislacyjne, na potrzeby których zbierane będą dane rzeczywiste procesów oraz informacje mające pozwolić na właściwe określenie możliwości prowadzenia działań Operatora Sieci Dystrybucyjnej – nie łamiące regulacji już obowiązujących, ale pozwalające na uwzględnienie zmian technologicznych, np. wynikających z transformacji energii w procesach Power to Gas, czy Power to X.
- dotyczące poszerzenia możliwości wykorzystania wyprodukowanego zielonego wodoru. Zgodnie z założeniem, aby osiągać jak największą elastyczność odpowiadania na zmieniające się zapotrzebowanie i sytuacje rynkowe, należy wykorzystać zielony wodór zarówno jako nośnik energii, jak i surowiec do produkcji innych związków/produktów. W tej grupie zagadnień priorytetowe będą procesy produkcji metanolu i amoniaku na instalacjach mniejszej skali niż obecnie, komercyjnie eksploatowanych. W tym miejsce warto podkreślić, że na zmieniającym się rynku energii, nieuniknionym wydaje się również decentralizacja polegająca na dążeniu do produkcji, wykorzystaniu i bilansowaniu w możliwie małych obszarach geograficznych (i mieszczących się w ich ramach uczestników rynku). Oznacza to, że również docelowa skala każdego z procesów będzie mniejsza, niż na scentralizowanym rynku (gdzie np. produkowana energia, bądź surowce procesowe są dostarczane do, bądź z, jednego, centralnego punktu). Powoduje to jednak, że nie wszystkie rozwiązania i technologie będą mogły być przeskalowane „w dół”, a pojawi się potrzeba na wprowadzenie modyfikacji czy zmian całych elementów rozwiązań.
Wiele z wcześniej zasygnalizowanych wyzwań i zadań wypełniających przejęte ambicje biznesowe i przewidywane zdarzenia rynkowe, ORLEN zdecydował się zaadresować w ramach badawczo-rozwojowej i testowo-eksperymentalnej instalacji Power to Gas, zbudowanej i uruchomionej na terenie Oddziału Odolanów (odazotowni gazu ziemnego).
Na schemacie graficznym instalacji Power to Gas wskazane są najważniejsze elementy, na które składają się:
• Farma PV (0,5 MWp), jako podstawowe źródło zasilania, które może być wspierane przez energię z sieci elektroenergetycznej, ale tylko w określonych scenariuszach, np. maksymalizacji wykorzystania elektrolizera w okresie małej produkcji PV. Ponadto jest możliwość połączenia instalacji z innymi źródłami OZE, tak aby możliwe były, analogiczna do samego źródła PV, badania i testy np. na hybrydowym źródle – łączącym energię słoneczną i wiatrową.
• Magazyn energii 0,4 MWh / 180 kW w technologii Li-Ion, który jest pierwszym stopniem magazynowania energii OZE. Sposób budowy instalacji pozwala na dodatkowe (lub zamienne) zastosowanie innych technologii magazynowania energii elektrycznej, np. baterie Na-Ion lub baterie w technologii przepływowej.
- Elektrolizer NEL serii C3 o wydajności 30 Nm³/h wodoru, zestawiony z urządzeniami do osuszania wodoru, którego technologię PEM można również zamienić na inną, w szczególności wymagającą prac rozwojowych (np. AEM) i testować w warunkach zbliżonych do przemysłowych w ramach całego łańcucha wytwórczego.
- Magazyn wodoru V33A składający się z dwóch zbiorników o objętości 2x10m3 i dający możliwość jednorazowego przechowania ~54 kg H2. Również w tym wypadku istnieje opcja włączenia w ciąg innej technologii magazynowania wodoru, z tą różnicą, że nie zakłada się już fizycznego zdemontowania magazynów zbiornikowych – tak, jak jest to możliwe we elementach znajdujących się w zabudowie kontenerowej. Biorąc jednak pod uwagę, możliwość zapewnienia na wyjściu z magazynów zbiornikowych ciśnienia 30 barg – czyli takiej jak na wejściu – zbiorniki magazynowe były by transparentne z punktu widzenia parametrów wodoru dostarczanego do innego magazynu.
Następnie wodór dostarczany może być do instalacji badawczej, która zaczyna się od mieszaczy wodoru i gazu ziemnego, albo jest wyprowadzany z instalacji i może być wywieziony z lokalizacji przy użyciu butlowozów lub innych środków transportu.
Wodór trafiający do wyspy badawczej trafia do mieszaczy o dwóch różnych zakresach przepływu – 0,1-20 Nm3/h lub 40-600 Nm3/h, gdzie tworzone są mieszanki gazu ziemnego z wodorem w zakresie 1-23%.
Mieszanki dostarczane są do czterech sekcji – dwóch średniego (5 barg) i dwóch niskiego (125 kPa) ciśnienia. W sekcjach średniego i niskiego ciśnienia są stanowiska do badań liniowych (rury) oraz gazomierzy. Wspólną cechą wszystkich sekcji jest możliwość zamontowania do badań i testów różnych urządzeń, np. zamiast jednolitego odcinka rurowego można zabudować rurę z łączeniem i w ten sposób weryfikować zachowanie i odporność różnych rodzajów łączeń. Jedyne, konieczne wymagania dla badanych, testowanych i weryfikowanych elementów jest konieczność zachowania wymogów bezpieczeństwa (np. nie tworzenie stref wybuchowych w sekcji niskiego ciśnienia), fizycznej możliwości zabudowy oraz braku zakłócania pracy innych elementów instalacji.
Ostatnim elementem procesu objętego wyspą badawczą są odbiorniki końcowe – indywidualne piece gazowe, kuchenki gazowe oraz agregat prądotwórczy. Mimo, że odbiorniki nie są częścią sieci dystrybucyjnej, badanie ich zachowania jest ważne, ponieważ w naturalny sposób stanowią o tym, czy paliwo gazowe dostarczane odbiorcom może być bezpiecznie i zgodnie z oczekiwaniami (sprawność, emisje, itp.) eksploatowane.
Poza opisanymi powyżej urządzeniami i elementami infrastruktury gazowej, instalacja Power ot Gas daje również możliwość (przy tylko nieznacznych dostosowaniach) prowadzenia innych badań, ponieważ zapewnia warunki potrzebne do prowadzenia prac rozwojowych (TRL 6-9), stanowiąc przez to naturalne miejsce prac B+R rozpoczynanych w laboratoriach.
In Grid, Power to Gas jest wiodącym projektem adresującym potrzeby przemysłu gazowego na drodze transformacji energetycznej (rys. 22) Eksperymenty i testy na instalacji dają ORLEN możliwości przeprowadzenia testów odporności materiałów, badań efektywności magazynowania energii, analiz ekonomiki produkcji wodoru, eksperymentów związanych z mieszaniem H₂/CH₄ i wpływem na urządzenia końcowe. A to pozwoli w oparciu o dane empiryczne oraz dzięki nabytej wiedzy i doświadczeniu, efektywnie: modernizować sieć gazową, by była zgodna z przyszłością, prowadzić w przyszłości produkcję H₂, a także zwiększać rynkową akceptację wodoru.
Biorąc pod uwagę powyższe, można stwierdzić, że Instalacja Power to Gas to nie tylko odpowiedź na wymagania technologiczne i środowiskowe, ale też:
• narzędzie strategiczne do zdobycia kompetencji wodorowych,
• platforma współpracy z przemysłem, administracją i światem nauki,
• punkt odniesienia dla przyszłych decyzji inwestycyjnych i regulacyjnych.
Dzięki tej inwestycji, ORLEN umacnia pozycję lidera transformacji energetycznej, nie tylko jako operator sieci gazowej, ale również jako dostawca innowacyjnych rozwiązań dla zintegrowanego, „zielonego” systemu energetycznego.
Źródło: Tomasz Jarmicki, Dyrektor, Biuro Rozwoju i Wdrożeń Technologii Gazowych, Obszar Strategii i Innowacji, ORLEN SA
Artykuł pochodzi z wydania 4/2025 “Nowa Energia”
