Wodór w sieci gazowej – czy polska infrastruktura jest gotowa?

Czy rury wytrzymają? Co mówią badania INiG-PIB

Sieci gazowe średniego ciśnienia w Polsce wykazują wysoką odporność na zjawisko korozyjnego pękania naprężeniowego przy zachowaniu określonych reżimów technologicznych. Polska Spółka Gazownictwa uzyskała Świadectwo Oceny Technicznej nr 2023/07/INiG, które potwierdza bezpieczeństwo eksploatacji infrastruktury gazowej przy domieszce H2. Badania dowodzą, że stalowe rury średniego ciśnienia oraz przewody wykonane z polietylenu PE100 RC wytrzymują 50-letnią eksploatację przy 20% frakcji wodoru bez ryzyka utraty szczelności. Systemy te mogą pracować w zakresie ciśnienia roboczego od 20 do 210 bar oraz w temperaturze od -20 °C do +60 °C.

Materiałoznawcza analiza porównawcza wskazuje, że nowoczesne tworzywa sztuczne wykazują lepszą kompatybilność z cząsteczkami wodoru niż starsze gatunki stali węglowej. Rura polietylenowa PE100 RC zachowuje aż 92% pierwotnej wytrzymałości na pełzanie po 1000 h testu z mieszanką wodorowo-metanową w warunkach zbliżonych do rzeczywistych. Wdrożenie mieszanek gazowych o stężeniu przekraczającym 25% objętości wymagałoby jednak kompleksowej modernizacji elementów uszczelniających. Eksperci sugerują w takim przypadku obligatoryjną wymianę uszczelnień na komponenty wykonane z elastomerów FKM lub polimerów PTFE w celu uniknięcia dyfuzji gazu.

Przygotowanie infrastruktury przesyłowej wymaga precyzyjnego planowania i wczesnego włączenia społeczeństwa w konsultacje dotyczące nowych inwestycji liniowych. Spawanie bez zadziorów i szczelin jest warunkiem koniecznym dla ograniczenia ryzyka degradacji struktury metalu pod wpływem atomowego wodoru. Operatorzy systemów dystrybucyjnych mają za zadanie przeprowadzenie inwentaryzacji aktywów i przedstawienie organowi regulacyjnemu wykazu infrastruktury pod kątem jej konwersji na paliwa niskoemisyjne. Harmonogram prac modernizacyjnych musi uwzględniać okresowe plany rozwoju sieci przedstawiane co dwa lata, zgodnie z aktualnymi wymogami prawa energetycznego.

Ile zyskujemy, ile płacimy – bilans energetyczny i ekonomiczny

Wprowadzenie wodoru do systemu przesyłowego bezpośrednio wpływa na jednostkową emisyjność procesu spalania paliwa w jednostkach wytwórczych. Realne pomiary przeprowadzone w elektrociepłowni EC Nowa Sarzyna wykazały spadek emisji CO₂ o 5,5 punktu procentowego przy zastosowaniu 15% domieszki wodoru. Przekłada się to na redukcję intensywności emisji z poziomu 230 g CO₂/kWh do wartości 215 g CO₂/kWh. Należy jednak zauważyć, że 1 m³ H₂ zastępuje energetycznie jedynie 0,33 m³ metanu (CH₄), co powoduje spadek całkowitej wartości opałowej mieszanki o około 12%.

Ekonomika transformacji gazownictwa opiera się na precyzyjnej wycenie nakładów inwestycyjnych (CAPEX) oraz kosztów operacyjnych (OPEX). Instytut Nafty i Gazu szacuje, że średni koszt przystosowania 1 km sieci średniego ciśnienia do przesyłu mieszaniny wodorowej wynosi około 1,6 mln zł. Proces ten obejmuje nie tylko modernizację armatury, ale także certyfikację instalacji u odbiorców końcowych oraz dostosowanie układów pomiarowo-rozliczeniowych. Przy frakcji wodoru na poziomie 20% wymagana jest również korekta nastaw płomienia na palnikach gazowych starszej generacji w celu zapewnienia stabilności procesu spalania.

Modernizacja systemu doprowadzania paliwa w turbinach gazowych stanowi kluczowy element strategii dekarbonizacji sektora energetycznego w Polsce. Nowe jednostki CCGT w Ostrołęce i Grudziądzu są realizowane z możliwością przyszłego współspalania wodoru, co zapewnia ich zgodność z technologią H2 Ready. PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. zakłada możliwość domieszkowania paliwa wodorowego w istniejących blokach do poziomu 30%. Z kolei firma Veolia planuje wykorzystanie wodoru jako paliwa pomocniczego na poziomie 10% objętości, co wpisuje się w dążenie do neutralności klimatycznej.

Czy 28 stacji wodoru wystarczy? Mapa luk i inwestycji

Rozwój infrastruktury do tankowania pojazdów napędzanych ogniwami paliwowymi jest niezbędny dla dekarbonizacji transportu ciężkiego i zbiorowego. W Polsce w 2025 r. funkcjonuje jedynie 28 stacji tankowania wodoru, co stanowi znikomą liczbę w porównaniu do rynku niemieckiego, dysponującego około 400 takimi obiektami. Polska Strategia Wodorowa zakłada jednak dynamiczny przyrost tej liczby do co najmniej 100 stacji do 31 grudnia 2030 r. Hydrogen Europe wskazuje, że aby zaspokoić potrzeby floty 1000 autobusów wodorowych, niezbędne jest funkcjonowanie minimum 70 wysokowydajnych punktów tankowania.

Finansowanie projektów wodorowych opiera się w dużej mierze na środkach pochodzących z Krajowego Planu Odbudowy oraz instrumentów unijnych, takich jak CINEA. Średni koszt budowy jednej stacji pracującej pod ciśnieniem 700 bar wynosi około 6 mln zł netto, co przy obecnym niskim popycie utrudnia osiągnięcie rentowności. Operatorzy tacy jak PAK-PCE Stacje H2 zmuszeni byli do czasowego zawieszenia niektórych inwestycji ze względu na uwarunkowania ekonomiczne. Kluczowe dla sektora będzie osiągnięcie równowagi między efektywnością ekonomiczną, bezpieczeństwem dostaw a minimalizacją wpływu na środowisko naturalne.

• Trójmiasto – budowa hubu wodorowego finansowana z Funduszu Sprawiedliwej Transformacji (UE JTF) w kwocie 120 mln zł
• Konin – stacja tankowania oraz elektrolizer o mocy 5 MW, wsparcie z budżetu państwa w wysokości 45 mln zł
• Rybnik – projekt realizowany w formule Partnerstwa Publiczno-Prywatnego przez Grupę Orlen i PSG
• Chełm – planowana lokalizacja stacji ogólnodostępnej w ramach rozbudowy sieci krajowej

Czy wodór z kanalizacji przejdzie do sieci? Lekcja z Manchesteru

Innowacyjne technologie produkcji wodoru z biogazu, takie jak Levidian LOOP, otwierają nowe możliwości dla gospodarki obiegu zamkniętego. Proces ten wykorzystuje fale elektromagnetyczne do rozbijania cząsteczek metanu (CH₄) na czysty wodór oraz wysokiej jakości grafen. Dzięki sprzedaży grafenu po rynkowej cenie około 200 $/kg, możliwe jest obniżenie uśrednionego kosztu produkcji wodoru (LCOH) o blisko 30%. Pilot realizowany przez United Utilities i Levidian w Manchesterze dowodzi, że ścieki komunalne mogą stać się stabilnym źródłem paliwa gazowego.

Potencjał wdrożenia tej technologii w Polsce jest znaczący ze względu na rozbudowaną infrastrukturę komunalną. Według raportu IOŚ-PIB 2023 z serii Gospodarka Obiegu Zamkniętego, w kraju funkcjonuje ponad 900 oczyszczalni ścieków o wydajności powyżej 10 000 RLM. Instytut Logistyki i Magazynowania szacuje, że pełne wykorzystanie biogazu z tych obiektów pozwoliłoby na produkcję 150 tys. ton wodoru rocznie. Dodatek 10% wodoru pozyskanego z biogazu do istniejącej sieci dystrybucyjnej jest dopuszczalny bez konieczności zmiany certyfikatu technicznego operatora systemu.

Wykorzystanie biometanu i wodoru z oczyszczalni ścieków wpisuje się w strategię odejścia od wodoru technologicznego na rzecz metod niskoemisyjnych. Brytyjskie doświadczenia pokazują, że 75 tys. ton wodoru rocznie wystarczyłoby do zasilenia ponad 40% podróży autobusami w skali całego kraju. W Polsce jako pierwsze kandydatury do wdrożenia systemów typu LOOP wskazywane są oczyszczalnie Warszawa-Świder oraz Gdańsk-Wschód, które generują największe wolumeny biogazu. Integracja takich instalacji z lokalną siecią gazową pozwoliłaby na dekarbonizację systemów ciepłowniczych bez konieczności budowy dedykowanych rurociągów przesyłowych na długich dystansach.

Kluczowym dla dekarbonizacji jest to, aby system wodorowy transportował, magazynował i przetwarzał wodór o wysokim stopniu czystości – w przeciwieństwie do wodoru domieszkowanego w systemie gazu ziemnego – podkreślają eksperci branżowi w kontekście przyszłej budowy dedykowanych magistral wodorowych.