Turbiny gazowe na… wodór

11-03-2021

Dążenie do ograniczenia zmian klimatu prowadzi do fundamentalnych zmian w energetyce światowej. Bezpośrednim rezultatem nowego podejścia stał się przyspieszony rozwój źródeł odnawialnych, zwłaszcza słonecznych i wiatrowych. Dla przykładu 86% przyrostu nowych mocy w Europie w 2016 r. zainstalowano właśnie w tym segmencie energetyki, a jego produkcja wzrosła z 12.6 (1990 r.) do 570 TWh (2016 r.)! Jednak szybka rozbudowa źródeł odnawialnych wywołuje zaniepokojenie ich niedostateczną dyspozycyjnością, która zagraża stabilności systemu i zaspokojeniu popytu odbiorców.

Wobec braku instalacji gromadzenia energii elektrycznej nieregularną generację OZE kompensuje się w wielu krajach awaryjnym włączaniem turbogeneratorów gazowych. Niestety stosowanie źródeł gazowych obarczone jest znaczną emisją gazów cieplarnianych i zanieczyszczeń. Wada ta praktycznie uniemożliwia ich wykorzystanie dla realizacji planów osiągnięcia zero-emisyjnej (wolnej od węglowodorów) gospodarki, co miałoby nastąpić w niektórych krajach jeszcze przed 2050 r. Panaceum na te trudności może być wykorzystanie wodoru. Nowoczesne turbiny gazowe są już przystosowane do pracy ze znaczną zawartością wodoru w mieszaninie spalanych gazów, co pozwala obniżyć emisję CO2 przy zachowaniu wydawanej mocy - efekt ten ilustruje wykres.

Dla potrzeb systemu elektroenergetycznego opartego na paliwie wodorowym konieczne będzie dostarczanie wielkich ilości tego gazu. Powszechnie stosowane są dwie technologie wytwarzania wodoru: reformowanie (reforming) metanu parą wodną i elektroliza wody. Pierwsza metoda jest najbardziej rozpowszechniona, lecz wytwarza dwutlenek węgla, zatem dla jej użycia dla potrzeb energetyki niezbędne okaże się zastosowanie kosztownych układów wychwytywania tego gazu cieplarnianego.

Holandia odchodzi od gazu...

16-02-2021

Perspektywy dla gazu ziemnego w Holandii uległy w ostatniej dekadzie dramatycznemu pogorszeniu. W 2017 r. nowy rząd przyjął ambitny cel redukcji emisji gazów cieplarnianych z założeniem wstrzymania stosowania gazu ziemnego do 2050 r. W ciągu ostatniego półwiecza rola tego paliwa przeszła diametralne zmiany i wydaje się powracać do punktu wyjścia.

Gazowy „boom" i... nieoczekiwany odwrót

Odkrycie wielkich złóż gazu ziemnego w 1959 r. w regionie Groningen wywarło istotny wpływ na gospodarkę paliwowo-energetyczną nie tylko Holandii, lecz całej północno-zachodniej Europy. Zasoby szacowane wtedy na 2800-2900 mld m³ dostarczyły przez 60 lat 2220 mld m³. Od początku lat 1960-tych operator złoża Shell-Exxon Mobil szybko zwiększał wydobycie, zaś publiczno-prywatna spółka Gasunie zbudowała rozległą sieć gazociągów umożliwiając zastąpienie węgla gazem oraz eksport „błękitnego" paliwa do sąsiednich krajów. Jednocześnie państwo realizowało politykę „małych pól gazonośnych" stymulując eksploatację niewielkich złóż na lądzie i szelfie, których operatorzy mogli sprzedawać swoją droższą produkcję wspomnianej spółce Gasunie. Ta z kolei mieszała zakupione paliwo ze swoim tańszym i sprzedawała po uśrednionej cenie. Po 2000 r. stopniowe obniżanie wydobycia na mniejszych polach było kompensowane zwiększaniem eksploatacji największego złoża czyli Groningen. W ostatniej dekadzie udział gazu ziemnego w strukturze nośników pierwotnych energii Holandii utrzymywał się w przybliżeniu na stałym poziomie 40% (najwyższy wśród krajów UE) i wynosił ok. 36 mld m^3. Tak wysoki wskaźnik procentowy zawdzięczano wydobyciu krajowemu, gęstej sieci rozdzielczej na całym obszarze, upowszechnieniu ogrzewania gazowego (aż 95% budynków) i relatywnie niskiej cenie paliwa dla odbiorców przemysłowych i rolniczych. Do wytwarzania energii elektrycznej przeznaczano w tym okresie znacznie mniejszą ilość „błękitnego" paliwa niż dla ciepłownictwa, mianowicie ok. 13.5 mld m³ rocznie. 

Francuzi nie chcą amerykańskiego LNG

02-02-2021

Francuski koncern Engie wstrzymał swoje zaangażowanie w długoterminowy kontrakt na import skroplonego gazu ziemnego (LNG) z NextDecade Corp. szacowanego na 7 mld USD. Umowa miała obowiązywać do 2045 roku. 

Odbywa się to pod naciskiem francuskiego rządu, który posiada 23,6% akcji Engie. Wcześniej grupa ekologiczna Les Amis de la Terre France wezwała Engie do odstąpienia od umowy z NextDecade właśnie dlatego, że dotyczy gazu łupkowego. 

Francuski rząd zdecydowanie doradził największej w kraju spółce energetycznej Engie, głównemu nabywcy rosyjskiego gazu i jednemu z partnerów Gazpromu w projekcie Nord Stream 2, przesunięcie lub całkowite odwołanie podpisania dwudziestoletniego kontraktu na zakup LNG z projektu NextDecade w Teksasie. Pretekstem do tak ekstrawaganckiej prośby była rzekoma obawa władz o zgodność przygotowanej umowy z wytycznymi środowiskowymi Unii Europejskiej, szczególnie, że gaz ma pochodzić z basenu permskiego, który będzie zasilał proponowaną przez NextDecade fabrykę eksportową LNG Rio Grande w Teksasie. 

Amerykańska firma planowała podjąć decyzję inwestycyjną w 2021 roku i rozpocząć wysyłkę w połowie dekady. Ale pomimo pozyskania wszystkich uprawnień nie udało się jeszcze zebrać portfela zamówień. Engie miała zostać dopiero drugim klientem. Co ciekawe, jedyny do tej pory kontrakt NextDecade na dostawy LNG z Rio Grande LNG został podpisany z anglo-holenderskim Royal Dutch Shell, partnerem Gazpromu w Nord Stream 2. 

Bez nowych umów nie będzie decyzji inwestycyjnej ani w 2021 roku, ani później. W tym sensie francuski démarche trafił w cel - hamuje co nieco plany dalszego zwiększania potencjału eksportowego USA w dziedzinie skroplonego gazu ziemnego. Należy jednak zaznaczyć, że znalezienie wystarczającej liczby odbiorców gotowych do zawarcia długoterminowych umów po akceptowalnej cenie jest dla dostawcy (w tym NextDecade) bardzo problematyczne.