Chemia i Biznes

W ramach naszej witryny stosujemy pliki cookies w celu świadczenia Państwu usług na najwyższym poziomie, w tym w sposób dostosowany do indywidualnych potrzeb. Korzystanie z witryny bez zmiany ustawień dotyczących cookies oznacza, że będą one zamieszczane w Państwa urządzeniu końcowym. Mogą Państwo dokonać w każdym czasie zmiany ustawień dotyczących cookies. Więcej szczegółów w naszej "Polityce prywatności Cookies"

Rozumiem i zgadzam się

Konfiguracja makiety
REKLAMA
REKLAMA

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

2024-02-05

W ocenie firmy Endress+Hauser, w 2023 roku branża paliwowa skupiała się na trzech kluczowych obszarach, takich jak wodór, biometan oraz poszukiwanie alternatyw dla ropy.

- Wykorzystanie alternatywnych paliw staje się coraz bardziej popularne, ale Polskę nadal czeka dużo pracy w tym zakresie. Przykładowo, według danych opublikowanych przez Enicon, w naszym państwie planowanych jest 11 obiektów produkujących wodór. Tymczasem w Australii liczba ta wynosi 106, a u naszych sąsiadów w Niemczech – 101. 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. 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 – komentuje Przemysław Kubaszewski, Industry Manager w Endress+Hauser Polska.

W kontekście rozwoju technologii w Polsce, na szczególną uwagę zasługują postępy związane z infrastrukturą wodorową. Na terenie kraju pojawiły się pierwsze huby wodorowe i istnieją 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. 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 – dopowiada Przemysław Kubaszewski.

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. 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 fundamentalne problemy związane z podażą wodoru odnawialnego. Obecnie jedynie 5% objętości mieszanki to wodór. Możemy więc stwierdzić, że droga do pełnej zastępczości gazu ziemnego wodorem jest rzeczywiście jeszcze długa. Hipotetyczny blok klasy 550 MW w cyklu prostym pracujący 8000 godzin 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% 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 - uważa ekspert Endress+Hauser.

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.

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.

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 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.


wodórpaliwabiometanEndress+Hauser

Podoba Ci się ten artykuł? Udostępnij!

Oddaj swój głos  

Ten artykuł nie został jeszcze oceniony.

Dodaj komentarz

Redakcja Portalu Chemia i Biznes zastrzega sobie prawo usuwania komentarzy obraźliwych dla innych osób, zawierających słowa wulgarne lub nie odnoszących się merytorycznie do tematu. Twój komentarz wyświetli się zaraz po tym, jak zostanie zatwierdzony przez moderatora. Dziękujemy i zapraszamy do dyskusji!


REKLAMA

WięcejNajnowsze

Więcej aktualności

REKLAMA


WięcejNajpopularniejsze

Więcej aktualności (192)

REKLAMA


WięcejPolecane

Więcej aktualności (97)

REKLAMA


WięcejSonda

Jak oceniasz Manifest Polskiej Chemii?

Zobacz wyniki

REKLAMA
REKLAMA

WięcejW obiektywie