Europejska Sieć Wodorowa (EHB) – Mapa, Korytarze i Koszty

Czym jest europejski szkielet wodorowy (EHB)?

Od pewnego czasu oczekiwano, że wodór będzie odgrywał znacznie większą rolę w naszej infrastrukturze energetycznej. Ogólnie rzecz biorąc, nie doczekaliśmy się jeszcze realizacji, a pojazdy elektryczne zasilane bateriami (BEV) poczyniły znacznie większe postępy niż systemy oparte na wodorze.

To samo można powiedzieć o magazynowaniu energii; gęstsze sieci, akumulatory i inne formy magazynowania energii, takie jak elektrownie szczytowo-pompowe, sprawdzają się lepiej niż wodór.

Kluczowym powodem jest to, że infrastruktura energetyczna musi być powszechna, wydajna i gęsta, aby miała sens ekonomiczny. Sieci elektroenergetyczne były już w stanie obsłużyć więcej pojazdów i maszyn elektrycznych, aby zastąpić paliwa kopalne, podczas gdy wodór wymagał zupełnie nowej infrastruktury.

W dużej mierze w celu rozwiązania tego problemu w Europie rozpoczyna się nowy, ogromny megaprojekt: Europejski szkielet wodorowy (EHB) inicjatywa.

Inicjatywa ta skupia 33 operatorów infrastruktury energetycznej, po jednym z każdego państwa UE i krajów sąsiadujących (obejmujących również Norwegię, Szwajcarię, Wielką Brytanię i Ukrainę).

Źródło: EHB

Celem jest opracowanie paneuropejskiego planu infrastruktury dla sieci transportu wodoru, obejmującej zarówno transport, jak i magazynowanie wodoru.

Dlaczego Europa potrzebuje wodoru (poza bateriami i sieciami energetycznymi)

Choć baterie i pojazdy elektryczne do tej pory były na czele elektryfikacji i zastępowania paliw kopalnych, to mają też pewne ograniczenia.

Po pierwsze, energia elektryczna jest bardzo trudna do magazynowania w dużych ilościach. Gdybyśmy naprawdę chcieli zaoszczędzić zaledwie kilka dni produkcji energii elektrycznej w skali UE, potrzebowalibyśmy setek razy więcej baterii niż jest obecnie zainstalowanych i wykorzystywanych w projektach.

Kolejnym problemem jest to, że nie wszystkie zastosowania paliw kopalnych można łatwo zastąpić energią elektryczną. Żegluga dalekobieżna wymaga paliwa o większej gęstości niż zapewniają baterie, podobnie jak transport lotniczy. Wiele gałęzi przemysłu, takich jak metalurgia, produkcja chemikaliów itp., potrzebuje również bardzo intensywnego ciepła, które może zapewnić jedynie gaz ziemny (lub wodór).

Dopasowanie produkcji, magazynowania i popytu

Ponieważ wodór jest zupełnie nowym produktem, nie może opierać się na istniejącej infrastrukturze wykorzystywanej do transportu ropy naftowej, gazu lub energii elektrycznej, przynajmniej nie na dużą skalę.

Jest to szczególnie ważne, ponieważ potencjalne miejsca produkcji wodoru są idealnie zlokalizowane w pobliżu obfitych zasobów wody i zakładów produkujących energię odnawialną. Mogą to nie być najlepsze lokalizacje do magazynowania wodoru ani tam, gdzie występuje duże zapotrzebowanie na wodór.

Dlatego też konieczny jest wydajny transport wodoru z miejsca produkcji do miejsca magazynowania i z miejsca magazynowania do konsumentów.

Jak będzie transportowany wodór: rurociągami, ciężarówkami i statkami

Wodór można transportować w dwóch postaciach: jako sprężony gaz lub ciecz. Wodór w postaci ciekłej jest bardziej odpowiedni do transportu na duże odległości lub między kontynentami, ponieważ zmniejsza objętość ładunku na statku.

Jednak w przypadku transportu lądowego na duże odległości preferowana jest forma gazowa, ponieważ skraplanie pochłania znaczną część energii zmagazynowanej w wodorze, co pogarsza jego ogólną opłacalność ekonomiczną.

W przypadku ostatniego segmentu transportu, zwłaszcza pojazdów lub mniejszych potrzeb przemysłowych, transport ciężarówkami wydaje się dobrym rozwiązaniem pozwalającym na uzupełnienie paliwa w lokalnych zbiornikach na stacjach paliw i w zakładach produkcyjnych.

Jednak w przypadku transportu na duże odległości naturalna, stosunkowo niska gęstość wodoru sprawia, że ​​znacznie lepszym rozwiązaniem jest jego transport rurociągami.

Pod tym względem można zauważyć, że wodór znajduje się w podobnej sytuacji co gaz ziemny, który w postaci LNG jest zazwyczaj znacznie droższy. Jednak w przeciwieństwie do gazu ziemnego, którego dostępność jest związana z warunkami geologicznymi, wodór można produkować praktycznie wszędzie tam, gdzie jest dostęp do energii – od słonecznej pogody w Hiszpanii po wietrzne Morze Północne.

Ostatecznie, jeśli amerykański LNG okaże się alternatywą dla gazu rosyjskiego w Europie, jedyną krajową opcją, która będzie zarówno tania, jak i odpowiednia do magazynowania energii i potrzeb przemysłowych, będzie lokalnie produkowany wodór.

Budowa EHB: plany na lata 2030 i 2040

Wizja paneuropejska

Ostatecznym celem EHB jest odejście od preferowanego dotychczas podejścia „klastra wodorowego” na rzecz globalnej sieci wodorowej obejmującej cały kontynent. Oczekuje się, że ta zmiana przyniesie 330 miliardów euro oszczędności, umożliwiając utrzymanie tego samego poziomu produkcji i wykorzystania wodoru.

Kluczowym czynnikiem wpływającym na oszczędności jest to, że dzięki lepszej łączności europejska sieć szkieletowa wodoru zmniejszy zapotrzebowanie na magazynowanie i redundancję. Na przykład, jeśli produkcja w bezwietrznym tygodniu spadnie w klastrze na Morzu Północnym, produkcja z farmy słonecznej w południowej Europie może zostać przesłana na północ.

Celem jest produkcja 20 milionów ton (Mt) wodoru rocznie, czyli równowartości 665 terawatogodzin (TWh) energii.

Źródło: EHB

Powinien być on zorganizowany wokół kilku podkorytarzy wodorowych:

• Duża i gęsta sieć skoncentrowana wokół Holandii i łącząca się z farmami wiatrowymi na Morzu Północnym.
• Blok francusko-hiszpański przesuwający się na północ wzdłuż doliny Rodanu i łączący Paryż z doliną Renu.
• Polsko-bałtycko-skandynawskie połączenie łączące północ Europy z resztą kontynentu.
• Włosko-austriacka linia łącząca te kraje z siecią niemiecką, a potencjalnie także z Afryką Północną.
• Linia grecko-bałkańska łącząca z resztą Europy.

Źródło: EHB

W każdym z tych korytarzy kilka wybranych firm będzie uczestniczyć w budowie i eksploatacji Europejskiej Sieci Wodorowej.

Źródło: EHB

Ogólnie rzecz biorąc, największe zapotrzebowanie prognozowane jest w regionie Europy Środkowej, a następnie w regionie Morza Północnego (Wielka Brytania, Irlandia, Norwegia, Dania) oraz we Francji, Hiszpanii i Portugalii.

Źródło: EHB

Plan identyfikuje nie tylko możliwe trasy rurociągów wodorowych, ale także potencjalne naturalne miejsca nadające się do magazynowania wodoru, czy to w jaskiniach solnych, warstwach wodonośnych, czy też wyczerpanych złożach gazu (większość z nich znajduje się we Francji, Hiszpanii, Włoszech i Niemczech).

Źródło: EHB

2030 do 2040

Przesuń, aby przewijać →

W ramach projektu zakłada się, że do roku 2030 powstaną pierwsze struktury łączące większość krajów europejskich w celu transportu wodoru, przy wykorzystaniu kombinacji nowych rurociągów i przebudowanych gazociągów.

Całkowita długość rurociągów do roku 2030 wyniesie 32 616 km (20 266 mil), z czego 16 864 km (10 478 mil) zostanie przekształconych.

Źródło: EHB

Celem do roku 2040 jest dalsze zagęszczenie tej sieci, w szczególności poprzez budowę gęstej sieci obejmującej Polskę, Szwecję, Bałkany i wschodnie wybrzeże Francji, budowę większej liczby rurociągów wewnątrz Wielkiej Brytanii i połączeń z nią oraz budowę rurociągu przebiegającego przez Szwajcarię.

Źródło: EHB

Całkowita długość rurociągów do roku 2040 wyniesie 32 616 km (20 266 mil), z czego 16 864 km (10 478 mil) zostanie przekształconych.

Oba szacunki są liczbami skorygowanymi, które przyznają, że z powodu inwazji Rosji na Ukrainę zużycie gazu ziemnego będzie musiało trwać dłużej, niż pierwotnie szacowano.

Ze względu na te zmiany i rosnące znaczenie utrzymania bezpieczeństwa dostaw, kilka obecnie działających gazociągów będzie wykorzystywanych dłużej, niż wcześniej przewidywano, co wyjaśnia, dlaczego znaczna część prognozowanego wzrostu wynika z nowo wybudowanych gazociągów wodorowych.

Poza produkcją europejską

Plan uwzględnia nie tylko produkcję energii w krajach europejskich, ale także bogate zasoby energii odnawialnej, które można uzyskać od sąsiadów.

Obejmuje ona również obliczenia dotyczące budowy elektrolizerów o mocy 24 GW w Afryce Północnej i 8 GW na Ukrainie, które mają zostać wybudowane do 2030 roku.

Można by rozważyć dalszą produkcję i współpracę z innymi krajami, np. Turcją, Izraelem, a nawet Egiptem i państwami Zatoki Perskiej.

Import skroplonego wodoru również mógłby być możliwy, w zależności od innowacji technologicznych obniżających koszty wodoru (niższe koszty energii odnawialnej lub niższe koszty produkcji wodoru). Połączenie Europejskiej Sieci Wodorowej z większością głównych portów europejskich również bierze pod uwagę tę opcję.

Koszty: rurociągi kontra linie energetyczne, gaz i LNG

W porównaniu do linii energetycznych

Przestawienie europejskiego systemu energetycznego z paliw i gazu na wodór może mieć sens z perspektywy walki ze zmianami klimatu i odzyskania większej niezależności energetycznej nie tylko od Rosji, ale także od USA.

Będzie to jednak skuteczne tylko wtedy, gdy będzie miało sens ekonomiczny i będzie mogło uczciwie konkurować z innymi formami dostaw energii, w tym z zieloną alternatywą w postaci wzmocnionych sieci energetycznych i pojazdów elektrycznych.

W pierwszej części porównano koszty przesyłu energii z wykorzystaniem linii energetycznych.

Na szczęście rurociągi wodorowe, mimo że stanowią ogromną infrastrukturę, wykorzystują mniej rzadkich materiałów niż linie energetyczne i transformatory (wymagające miedzi), co przekłada się na znacznie niższy koszt przesyłu jednej „TWh”, od 2 do 4 razy tańszy w przypadku nowych lub przebudowanych (z gazociągów) rurociągów wodorowych w porównaniu z napowietrznymi połączeniami energetycznymi.

Ślad węglowy jest również ważnym czynnikiem w przypadku projektu tej skali. Wodór jest tu również obecny, o większej gęstości energetycznej niż linia energetyczna, a jeden rurociąg transportuje nawet cztery razy więcej energii.

Źródło: EHB

W porównaniu do gazu i LNG

Tutaj porównanie jest nieco trudniejsze, ponieważ w dużej mierze zależy od ceny, jaką przypisuje się zmianom klimatycznym i emisjom dwutlenku węgla.

Ogólnie rzecz biorąc, gaz ziemny transportowany rurociągami będzie prawdopodobnie na razie tańszy. Wynika to z podobnych kosztów transportu, a produkcja wodoru nadal jest zazwyczaj droższa niż gazu ziemnego (z wyłączeniem podatków od emisji dwutlenku węgla).

W porównaniu z LNG sytuacja jest nieco mniej oczywista, ponieważ wymaga budowy w Europie zarówno gazociągu do transportu lądowego, jak i instalacji regazyfikacji. Ponadto koszty instalacji skraplających w USA lub Katarze oraz energia tracona w procesie skraplania sprawiają, że gaz ten jest droższy.

Tak więc, dopóki gaz ziemny w dużych ilościach nie będzie dostępny rurociągami, realistycznie dostępnymi jedynie z Rosji (na chwilę obecną jest to mało prawdopodobny scenariusz), europejska sieć wodorowa ma sens w porównaniu z dostawami LNG, nawet bez uwzględnienia emisji dwutlenku węgla.

Ponadto większość środków wydanych na krajową produkcję wodoru i logistykę zostanie wpompowana w gospodarkę UE i pomoże zmniejszyć deficyt handlowy spowodowany importem energii.

Zjednoczenie europejskich rynków energii

Istotnym wpływem Europejskiego Szkieletu Energetycznego będą korzyści ekonomiczne dla projektów z zakresu energii odnawialnej. Wraz ze wzrostem udziału zielonej energii w sieci, narasta problem nadprodukcji w okresach niskiego zapotrzebowania.

Może to doprowadzić do marnotrawstwa dużej ilości energii elektrycznej produkowanej w okresach wietrznych lub słonecznych, gdyż lokalna sieć energetyczna nie jest w stanie jej wykorzystać w danym momencie.

Duże moce produkcyjne wodoru mogłyby pomóc wchłonąć tę nadwyżkę produkcji na poziomie lokalnym, a następnie przetransportować ją po niskich kosztach do obszaru, który w tej chwili nie produkuje wystarczających ilości wodoru.

Będzie to prawdopodobnie szczególnie ważne dla zrównoważenia popytu między południem i północą Europy:

• Bezsłoneczne zimowe dni na północy mogą wchłonąć wciąż dużą ilość energii słonecznej z krajów południowych.
• Burzliwe tygodnie na północy, w okresach złej pogody, mogą pomóc zrównoważyć niską produkcję energii słonecznej na całym kontynencie.

Korytarze łączące regiony z dużymi zasobami energii odnawialnej nie tylko służyłyby importowi wodoru, ale także wzmocniłyby zintegrowany system energetyczny poprzez połączenie różnych źródeł energii odnawialnej, takich jak morska energia wiatrowa na północy i fotowoltaika słoneczna na południu.

To samo można powiedzieć o braku równowagi między produkcją zielonej energii a zapotrzebowaniem na nią w okresie letnim i zimowym.

Latem produkcja energii odnawialnej jest zazwyczaj większa, zwłaszcza ze względu na energię słoneczną, natomiast zimą wzrasta zużycie energii, zwłaszcza w północnej Europie, kiedy dni są ciemniejsze.

Ponieważ wodór jest o wiele bardziej energooszczędny, gdy jest bezpośrednio spalany niż gdy jest przekształcany z powrotem w energię elektryczną, magazynowanie nadwyżki energii słonecznej latem w postaci wodoru, a następnie spalanie jej zimą w celu ogrzewania, pomoże ograniczyć problem utrzymania niskiego zapotrzebowania na gaz ziemny zimą i zamiast tego wykorzystać odnawialne źródła energii.

Ogólnie rzecz biorąc, efektem europejskiego szkieletu wodorowego może być również zwiększenie rentowności projektów odnawialnych, nawet jeśli osiągną one coraz większy odsetek całkowitego zaopatrzenia w energię, co w przeciwnym razie skutkowałoby zwiększeniem marnotrawstwa mocy.

Co Europa musi teraz zrobić (zezwolenia, finansowanie, integracja)

Sprawozdania EHB podkreślają potrzebę szybkiego działania decydentów europejskich przy wdrażaniu tego projektu.

Dzieje się tak w dużej mierze dlatego, że 2–3-letni proces budowy projektu wodorowego jest w rzeczywistości krótszy niż złożony, 4-letni proces opracowywania całego projektu i uzyskiwania pozwoleń.

Źródło: EHB

Z tego powodu EHB proponuje kilka kluczowych działań, które kraje europejskie mogą wdrożyć jak najszybciej:

• Poprzez wprowadzenie bardziej przejrzystych przepisów, wspieranie szybszego rozwoju nowych i przekształcanych obiektów wodorowych.
• Uproszczenie i skrócenie procedur planowania i wydawania pozwoleń.
• Ułatwianie integracji infrastruktury wodorowej, gazu ziemnego i elektroenergetycznej.
• Uwolnienie zasobów finansowych poprzez zwiększenie elastyczności regionalnych regulatorów i ewentualne pożyczki gwarantowane przez państwo.

Wniosek

Europejski Projekt Sieci Wodorowej jest prawdopodobnie jak dotąd najbardziej ambitnym europejskim projektem w zakresie bezpieczeństwa energetycznego i zielonej transformacji.

Jego unikatowym celem jest zintegrowanie zróżnicowanej infrastruktury energetycznej krajów europejskich w ramach jednej, ujednoliconej wizji, w odróżnieniu od dominującego dotychczas podejścia fragmentarycznego polegającego na łączeniu ekologicznych inicjatyw poszczególnych krajów.

Tym, co może spowalniać realizację projektu w porównaniu z deklarowanym celem, są trudności w koordynacji takiego projektu między co najmniej 33 krajami. Może to być szczególnie trudne, jeśli niektóre kluczowe kraje nie wywiążą się skutecznie ze swojej roli, przy czym Francja, Niemcy i Polska są głównymi łącznikami między wszystkimi pięcioma korytarzami wodorowymi budowanymi w Europie, a także najważniejszymi ze względu na swoje znaczenie geograficzne.

Finansowanie może również okazać się przeszkodą, ponieważ region europejski zmaga się z przedłużającą się stagnacją gospodarczą, a budżety państw są przeznaczane nie tylko na niezależność energetyczną, ale także na wydatki wojskowe.

Inwestowanie w europejskiego innowatora w dziedzinie szkieletu wodorowego

Engie / NaTran (ENGI.PA)

Wcześniej znany jako GRTgaz i dziś przemianowano ją na NaTran, aby pokazać zaangażowanie w wyjście poza transport gazu ziemnegoFirma jest częścią francuskiego giganta energetycznego Engie, działającego w sektorach wytwarzania i dystrybucji energii elektrycznej, gazu ziemnego, energii jądrowej, energii odnawialnej, energetyki sieciowej i przemysłu naftowego. Posiada 60.8% udziałów w NaTran.

GRTgas/NaTran uczestniczy w 3 z 5 korytarzy Europejskiej Sieci Wodorowej (Europa Zachodnia, Morze Północne, Europa Południowa i Środkowa z wyłączeniem Polski).

Ogółem NaTran bezpośrednio obsługuje 32 500 km gazociągów wysokociśnieniowych we Francji, a także 14 podziemnych magazynów i 4 terminale LNG zlokalizowane na wybrzeżu Francji.

Źródło: NaTran

Łącznie w 2024 roku firma zatrudniała 3,854 osoby i przetransportowała 588 TWh gazu.

NaTran ma więc duże doświadczenie w zakresie obsługi gazu i posiada dwie spółki zależne poza Francją:

• Elengy, europejski lider w usługach terminalowych LNG,
• NaTran Deutschland, operator sieci przesyłowej MEGAL łączącej Czechy, Niemcy, Austrię i Francję.

Podstawą wkładu NaTran w EHB będzie H2Med, transnarodowy europejski korytarz wodorowy łączący Portugalię i Hiszpanię z Francją. Będzie on w stanie transportować do Francji około dwóch milionów ton wodoru rocznie, czyli 10% szacowanego zapotrzebowania Unii Europejskiej na wodór.

Oprócz wodoru NaTran promuje również inne alternatywne rozwiązania w zakresie biogazu, w tym produkcję np. z odpadów, biogaz, pirogazyfikacja, zgazowanie hydrotermalne, produkcja e-metanu (z odnawialnego wodoru i poddanego recyklingowi CO2).

Większa grupa Engie, wcześniej znana jako GDF Suez, jest gigantem energetycznym i jedną z 10 największych francuskich spółek giełdowych pod względem obrotów. Grupa powstała w wyniku fuzji GDF („Gaz De France” – French Gas) i Suez SA (zajmującej się zaopatrzeniem w wodę i jej uzdatnianiem, gospodarką odpadami i energią) w 2006 r., co uczyniło ją wówczas drugą co do wielkości firmą użyteczności publicznej na świecie.

Po fuzji Engie przejęło inne przedsiębiorstwa użyteczności publicznej, takie jak International Power (prowadzące działalność w ), tworząc Engie Energy International, francuska firma zajmująca się energią słoneczną Solairedirect, firma z siedzibą w Houston zajmująca się magazynowaniem energii elektrycznej Broad Reach Power, a także 90% udziałów w Transportadora Associada de Gás (TAG), największym właścicielu brazylijskiego systemu przesyłu gazu ziemnego w 2019 r.

Źródło: GDF Suez

Dzięki rozszerzeniu działalności NaTran o wodór i jego kluczowej roli w projekcie European Hydrogen Backbone, a także przejęciom dokonanym w ciągu ostatniej dekady, Engie jest firmą zajmującą się gazem ziemnym i energią elektryczną, która zdecydowanie podąża za transformacją energetyczną i staje się nie tylko francuskim, ale także międzynarodowym liderem w dziedzinie niskoemisyjnych form energii, obejmujących biogaz, wodór i energię jądrową.