Zmiany w branży paliwowej – co czeka nas w 2024 roku?

W 2023 roku branża paliwowa była świadkiem znaczących zmian, skupiając się głównie na trzech kluczowych obszarach, takich jak: wodór, biometan oraz poszukiwanie alternatyw dla ropy. Endress+Hauser, światowy lider w dziedzinie aparatury kontrolno-pomiarowej dla przemysłu, podsumowuje ubiegły rok w branży oraz przedstawia prognozy na kolejny.

Wykorzystanie alternatywnych paliw staje się coraz bardziej popularne, ale Polskę nadal czeka dużo pracy w tym zakresie. Przykładowo według danych opublikowanych przez Enicon na 2033 rok w naszym państwie planowanych jest 11 obiektów produkujących wodór. Tymczasem w Australii liczba ta wynosi 106, a u naszych sąsiadów w Niemczech – 101[1].

Wykorzystanie wodoru wiąże się nadal z wieloma wyzwaniami

W kontekście globalnych zmian w sektorze paliwowym Polska uwzględnia strategię wodorową, która pierwotnie obejmuje okres do 2030 roku z perspektywą do 2040. Ten ambitny plan skupia się na precyzyjnym określeniu obszarów, gdzie wykorzystanie wodoru będzie kluczowe dla osiągnięcia założonych celów.

– Jednym z kluczowych aspektów tej strategii jest identyfikacja konkretnych sektorów, gdzie wodór odnawialny ma szansę odgrywać kluczową rolę – komentuje Przemysław Kubaszewski, Industry Manager w Endress+Hauser Polska. – Zakładamy, że nie wszystkie branże będą w równym stopniu zainteresowane lub gotowe na adaptację tej technologii. Kluczowe będzie więc precyzyjne dostosowanie tych obszarów do realnych możliwości i potrzeb gospodarki kraju.

W kontekście rozwoju technologii w Polsce, na szczególną uwagę zasługują postępy związane z infrastrukturą wodorową. Na terenie kraju pojawiły się pierwsze huby wodorowe i są ambitne plany zakładające dalsze rozwinięcie tego obszaru w najbliższych latach. Przykładowo firma PKN Orlen uwzględnia w strategii do 2030 roku stworzenie 10 tego typu obiektów.

– Istotną kwestią, z którą musimy też sobie poradzić, staje się przekształcanie procesów produkcyjnych w przemyśle ciężkim, gdzie koszty związane z uprawnieniami CO2 są bardzo wysokie – opowiada Przemysław Kubaszewski. – Polskie, jak i europejskie przedsiębiorstwa mają w tej chwili tylko dwie drogi – albo wychwyt CO2 ze standardowego procesu produkcyjnego z wykorzystaniem węglowodorów, albo użycie substratów, takich jak wodór odnawialny, które są pozbawione kosztów związanych ze śladem węglowym.

Droga to efektywnego współspalania wodoru i gazu ziemnego jest jeszcze długa

Jednym z kluczowych elementów transformacji energetycznej jest zastąpienie tradycyjnych paliw, takich jak gaz ziemny, bardziej zrównoważonymi alternatywami. W polskim sektorze energetycznym zaczynają pojawiać się pierwsze inicjatywy związane z wdrożeniem współspalania wodoru z gazem ziemnym, jednak droga do pełnej implementacji nie jest pozbawiona wyzwań.

– Pierwsze kroki w kierunku wprowadzenia współspalania wodoru z gazem ziemnym zostały już podjęte w ramach projektów wdrożeniowych, m.in. w Stanach Zjednoczonych – mówi Przemysław Kubaszewski. – Największym wyzwaniem jest implementacja tego typu rozwiązań w turbinach o dużej mocy, rzędu 400-500 MW. Jest to pionierskie podejście w kontekście transformacji energetycznej, stwarzające jednak fundamentalne problemy związane z podażą wodoru odnawialnego. Obecnie jedynie 5 proc. objętości mieszanki to wodór. Możemy więc stwierdzić, że droga do pełnej zastępczości gazu ziemnego wodorem jest rzeczywiście jeszcze długa. Według artykułu profesora Konrada Świrskiego[2] hipotetyczny blok klasy 550 MW w cyklu prostym pracujący 8000 h rocznie wymaga zużycia 3 mln ton wody rocznie i od 14 do 18 TWh zużycia mocy w elektrolizerach wytwarzających 415000 m3/h wodoru, co daje zawrotne 3,3 mld m3 rocznie dla jednej turbiny. Taki blok zużywałby około 35-55 proc. całkowitej produkcji OZE w całym kraju tylko na potrzeby jednego bloku energetycznego. W tym momencie są to suche fakty, które podważają jakiekolwiek szersze implementacje tego typu rozwiązania na szeroką skalę.

Polski sektor energetyczny bierze udział w projekcie, którym jest testowanie silnika kogeneracyjnego w ramach współpracy PKN Orlen i firmy Horus Energia. Testy obejmują współspalanie wodoru i gazu ziemnego na mniejszą skalę w silnikach kogeneracyjnych. To obiecująca inicjatywa, która może wskazywać kierunek procesów dekarbonizacyjnych w sektorze energetycznym w Polsce.

Mimo trudności związanych ze współspalaniem eksperci Endress+Hauser dostrzegają, że Polska jest na dobrej drodze do eksploracji nowatorskich rozwiązań, które przyczynią się do bardziej zrównoważonej przyszłości.

Skuteczna alternatywa ropy poszukiwana

W obliczu postępującej elektromobilności i wzrostu udziału pojazdów hybrydowych, pytanie o przyszłość rynku paliw staje się coraz bardziej palące. Mimo spadku sprzedaży tradycyjnych pojazdów spalinowych ropa i benzyna nadal utrzymują swoją pozycję.

Rok 2024 przyniesie kluczowe zmiany w składzie paliw, szczególnie związane z wprowadzeniem biokomponentów. Inwestycje w Polsce skoncentrowane są na zwiększeniu zdolności ich produkcji oraz rozwinięciu infrastruktury magazynowej. Duże inwestycje, takie jak biorafinerie w Trzebini i Jedliczu, skupiają się na produkcji biododatków drugiej generacji, co stanowi krok w kierunku bardziej zrównoważonej i cyrkularnej gospodarki. Dla wyjaśnienia biopaliwa drugiej generacji to takie, które nie są otrzymywane z produktów spożywczych, tylko np. odpady z produkcji rolnej, czy spożywczej.

Przełom w wykorzystaniu biogazu

Polska określana jest jako kraj zdolny do wyprodukowania około 7-8 mld m3 biogazu, co stanowi 3-4 mld m3 biometanu. Biogazownie rolnicze, wykorzystujące odpady rolnicze i z produkcji spożywczej, stanowią jedno z największych jego źródeł. Problemem jest odległość zakładów od ośrodków miejskich i zakładów będących największym konsumentem gazu ziemnego, co stwarza wyzwania logistyczne, szczególnie w zakresie budowy dedykowanych gazociągów i tzw. problemu chłonności sieci, czyli zdolności sieci dystrybucyjnej do przyjęcia całościowej produkcji biometanu z takiej jednostki. Problem występuje szczególnie w miesiącach letnich, gdzie pobór gazu na terenach niezurbanizowanych jest bardzo mały.

W mijającym roku nastąpił znaczący postęp w obszarze biometanu i bio-LNG. Ogłoszone zostały istotne wymogi techniczne dotyczące przyłączania tego pierwszego do sieci gazowej, co wiąże się z koniecznością spełnienia określonych standardów. Na drodze rozporządzenia ogłoszona została cena referencyjna biometanu. Dzięki temu dla biogazu w Polsce otwierają się drzwi dla nowych inwestycji. W roku 2024 oczekuje się kontynuacji tych trendów ze szczególnym naciskiem na efektywne rozwiązania logistyczne i współpracę z lokalnymi społecznościami.

W 2023 roku branża paliwowa w Polsce doświadczyła znaczących zmian. Część z nich jest już faktem, w końcu każdy z nas tankuje benzynę E10 do swoich samochodów osobowych Kolejna część, szczególnie ta związana z biometanem i jego wykorzystaniem w sieci gazowej wchodzi w zaawansowaną fazę. Ostatnia część związana z wodorem najbardziej uruchamia naszą wyobraźnię jako rozwiązanie na wszystkie problemy związane z emisją, ale nie ma co ukrywać, że jest na początkowym etapie swojej drogi.

[1] Źródło: badanie „Number of upcoming hydrogen production projects worldwide as of 2033, by country”, https://www.statista.com/statistics/1398464/global-upcoming-hydrogen-production-projects-by-country/ (dostęp 30.01.2024 r.)

[2] Źródło: prof. Konrad Świrski „Turbiny wodorowe – nowa nadzieja na renesans turbin gazowych?”, https://www.linkedin.com/pulse/turbiny-wodorowe-nowa-nadzieja-na-renesans-turbin-gazowych-swirski-alexe%3FtrackingId=P380UBtSDAqkvjSXGhHf%252BQ%253D%253D/?trackingId=P380UBtSDAqkvjSXGhHf%2BQ%3D%3D (dostęp 30.01.2024 r.)