ENERGETYKA, RYNEK ENERGII - CIRE.pl - energetyka zaczyna dzień od CIRE
Właścicielem portalu jest ARE S.A.
ARE S.A.

SZUKAJ:



PANEL LOGOWANIA

X
Portal CIRE.PL wykorzystuje mechanizm plików cookies. Jeśli nie chcesz, aby nasz serwer zapisywał na Twoim urządzeniu pliki cookies, zablokuj ich stosowanie w swojej przeglądarce. Szczegóły.


SPONSORZY
ASSECO
PGNiG
ENEA

Polska Spółka Gazownictwa
CMS

PGE
CEZ Polska
ENERGA





MATERIAŁY PROBLEMOWE

Inicjatywa 2 × 40 GW szansą dla dekarbonizacji Europy
07.07.2020r. 05:49

Wiesław Drozdowski, redaktor CIRE
Raport Europejskiego Stowarzyszenia Wodoru i Ogniw Paliwowych Hydrogen Europe pt. "Zielony wodór dla Europejskiego Zielonego Ładu. Inicjatywa 2x40 GW" ("Green Hydrogen for a European Green Deal. A 2x40 GW Initiative") jest kolejnym dokumentem, który skupia się na zaletach wodoru i jego kluczowej roli w transformacji energetycznej niezbędnej dla głębokiej dekarbonizacji gospodarek krajowych. Kwintesencją dokumentu jest analiza promowanej przez Hydrogen Europe "Inicjatywy 2x40 GW".

Celem "Inicjatywy 2x40 GW" jest rekomendowanie masowej produkcji elektrolizerów w UE niezbędnych do wytwarzania "zielonego" wodoru. Według autorów raportu, podstawowe znaczenie ma tutaj zaprojektowanie i realizacja nowych, unikalnych i długotrwałych mechanizmów wzajemnej współpracy na poziomie politycznym, społecznym i gospodarczym.

Raport przedstawia kolejne kroki, które mają pomóc we wdrożeniu "zielonego" wodoru na skalę przemysłową do 2030 r. Znaczenie podziału na 2 x 40 GW polega na tym, że połowa z tych mocy powinna zostać zainstalowana w UE, a połowa na Ukrainie i w Afryce Północnej, które stanowią idealne miejsca dla instalacji wytwarzających energię ze źródeł odnawialnych. W krajach wspólnoty, 6 GW mocy w elektrolizerach odpowiadałoby za produkcję wodoru w miejscu zapotrzebowania a 34 GW tworzyłyby rynek wodoru. Z kolei, 40 GW w Afryce Północnej i na Ukrainie objęłoby wytwarzanie wodoru z elektrolizerów o mocy 7,5 GW na rynkach krajowych a wyprodukowany wodór z tych urządzeń o mocy 32,5 GW byłby eksportowany do UE.

Realizując ten plan, w UE można by uniknąć ok. 82 mln ton emisji CO2 rocznie. Szacowany, łączny koszt realizacji projektu, który doprowadziłby do utworzenia 140-170 tys. miejsc pracy (produkcja wodoru i konserwacja elektrolizerów) wyniósłby 25-30 mld euro.

Wodór, ze względu na możliwość transportu na duże odległości oraz opłacalne magazynowanie energii powinien być wykorzystany:
  • w wytwarzaniu energii elektrycznej,
  • w przemyśle, zarówno jako surowiec oraz jako paliwo do procesów wymagających wysokich temperatur,
  • w transporcie drogowym, kolejowym, wodnym i lotniczym,
  • do ogrzewania i klimatyzowania budynków.


Rys. 1.
Zastosowania wodoru


(1000x664)

Europa i sąsiednie regiony dysponują odpowiednimi "zasobami" OZE wraz ze zdolnością przemysłową do szybkiego i ekonomicznego wdrożenia ekologicznego systemu wodorowego. Europa potrzebuje znacznych ilości wodoru do dekarbonizacji przemysłu, transportu i budownictwa. Posiada przy tym rozbudowaną infrastrukturę gazu ziemnego a przekształcenie jej części w infrastrukturę do transportu i magazynowania wodoru pozwoli na wywiązanie się z przyjętych zobowiązań w zakresie klimatu.

Ceny energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych (wiatrowych, słonecznych) spadają i umożliwią produkcję wodoru z elektrolizerów po kosztach niższych niż wydobycie i przerób paliw kopalnych.

Współistnienie infrastruktury wodorowej i sieci elektrycznej będą miały zasadnicze znaczenie dla budowy zrównoważonego, niezawodnego, bezemisyjnego i opłacalnego systemu energetycznego.

Większość wodoru wykorzystywanego w procesach rafinacji i produkcji chemikaliów (metanol, amoniak) jest obecnie wytwarzana z gazu ziemnego poprzez reforming parowo-metanowy.

Oczekuje się, że popyt na wodór jako surowiec i paliwo wzrośnie. W produkcji stali może on zastąpić węgiel (jako reduktor rud żelaza i paliwo do wytopu), a w połączeniu z CO2 - być wykorzystany do produkcji paliw syntetycznych (np. metanol).
Jako paliwo, wodór może być stosowany w przemyśle do wytwarzania wysokich temperatur zastępując gaz ziemny czy węgiel, co wymaga modernizacji istniejących instalacji.

Już obecnie, na rynku pojazdów są dostępne samochody osobowe, autobusy, ciężarówki, wózki widłowe i ciągniki napędzane wodorem. Ich udziały w rynku w następnych dziesięcioleciach szybko wzrosną. Wodór zyska udział także na innych rynkach transportowych, takich jak: kolej, żegluga i lotnictwo (w tym drony). Ogniwa paliwowe, w których wodór będzie chemicznie przekształcany w energię napędzającą silniki elektryczne, staną się dominującą technologią.

W budynkach, wodór może być wykorzystywany jako źródło ciepła i energii elektrycznej. Na rynek weszły również małe instalacje mikro-CHP (Combined Heat and Power), które dostarczają do budynków energię elektryczną i ciepło (BDR Thermea, Viessmann, Bosch).

Transformacja energetyczna w UE będzie potrzebowała wodoru na dużą skalę. Bez niego Wspólnota nie zrealizuje celu dekarbonizacji. Prognozuje się, że w 2030 r. zużycie energii wytwarzanej z wodoru wzrośnie ponad dwukrotnie (do 665 TWh) w porównaniu z 2015 r. (325 TWh). (Rys.2.)

Rys. 2.
Wdrażanie wodoru w Unii Europejskiej

(1100x783)

W wielu częściach Europy, energia ze źródeł wiatrowych na lądzie i na morzu może być wytwarzana na dużą skalę po konkurencyjnych cenach. Offshore ma ogromny potencjał na Morzu Północnym, Morzu Irlandzkim, Morzu Bałtyckim i niektórych częściach Morza Śródziemnego. Farmy wiatrowe doskonale sprawdzają się w Grecji, Wielkiej Brytanii, Irlandii, na obszarach przybrzeżnych w Niemczech i Portugalii. Wielkopowierzchniowe farmy fotowoltaiczne buduje się obecnie głównie w Europie Południowej (Hiszpania, Portugalia, Włochy, Grecja).

Tania energia elektryczna ze źródeł wodnych może być wytwarzana, m. in. na Islandii, w Norwegii, Szwecji, Austrii i Szwajcarii, a energia ze źródeł geotermalnych: na Islandii, we Włoszech, w Polsce i na Węgrzech.

Do zwiększenia udziału w produkcji energii ze źródeł wodnych mogą w niedługim czasie, przyczynić się elektrownie pływowe (wykorzystujące energię kinetyczną prądów morskich) w Wielkiej Brytanii, Portugalii, Norwegii i Islandii.

W Europie obszary rozlokowania OZE nie występują równomiernie we wszystkich państwach członkowskich UE, są zwykle rozmieszczone daleko od miast i obiektów przemysłowych. Produkcja "zielonego" wodoru z wykorzystaniem energii ze źródeł wiatrowych, fotowoltaicznych, wodnych i geotermalnych daje możliwość jego transportu na duże odległości, stosunkowo tanio i bez dużych strat.

Rys. 3.
Intensywność nasłonecznienia i prędkość wiatru na wysokości 80 m w Europie

(1100x771)

W Afryce Północnej "zasoby" energii w źródłach solarnych są znacznie większe niż w Europie Południowej. Sahara jest najbardziej nasłonecznionym obszarem na świecie przez cały rok. To obszar o powierzchni 9,4 mln km kw. (ponad dwa razy większy niż UE), który średnio przez 3,6 tys. godzin w roku jest nasłoneczniony, a na niektórych obszarach nawet przez 4 tys. godzin. Przekłada się to na ilość energii w wysokości 2500 -3000 kWh/m kw. rocznie. Wykorzystanie od 8 do 10 proc. powierzchni Sahary może pokryć całkowite światowe zapotrzebowanie na energię.

Sahara jest także jednym z najbardziej wietrznych obszarów na Ziemi, szczególnie na zachodnim wybrzeżu (8 - 9 m/s), zaś średnie roczne prędkości wiatru na poziomie gruntu na większości obszaru przekraczają 5 m/s. Prędkości wiatru rosną wraz z wysokością nad ziemią, a wiatry Sahary są dość stabilne przez cały rok. Na niektórych obszarach lądowych w Maroku, Algierii, Tunezji, Libii i Egipcie, prędkości wiatru są porównywalne z warunkami morskimi na Morzu Śródziemnym, Morzu Bałtyckim i niektórych częściach Morza Północnego.

Także na Bliskim Wschodzie są idealne warunki do wytwarzania energii ze źródeł fotowoltaicznych i wiatrowych, które mogłyby zasilać urządzenia do produkcji "zielonego" wodoru" (Turcja, Oman, Arabia Saudyjska, Jordania, Zjednoczone Emiraty Arabskie).

Rys. 4.
Nasłonecznienie oraz prędkości wiatru w Europie i Afryce Północnej

(1100x754)

Autorzy raportu zwracają również uwagę na Ukrainę dysponującą dużymi zasobami biomasy, która może stać się źródłem "zielonego" wodoru, ale również "zielonego" CO2.

Wskazane w raporcie miejsca w Europie, na Ukrainie i w Północnej Afryce, gdzie mogą być zlokalizowane instalacje wytwarzające energię elektryczną, mają stanowić źródła zasilania elektrolizerów dużej mocy w celu konwersji energii ze źródeł odnawialnych w wodór.

W zakresie rozwoju technologii oraz zwiększania skali produkcji elektrolizerów wraz z dalszą redukcją kosztów wytwarzania energii elektrycznej z OZE, Europa jest światowym liderem. Dotyczy to obecnie głównie elektrolizerów do produkcji chloru. W wyniku elektrolizy soli rozpuszczonej w wodzie wytwarzany jest z niej chlor, ale jednocześnie jako produkt uboczny, powstaje wodór, wykorzystywany następnie częściowo do wytwarzania ciepła lub pary.

Europejski przemysł dostarcza elektrolizery wysokiej jakości, które spełniają standardy bezpieczeństwa. To dobra pozycja wyjściowa do zbudowania wiodącej branży elektrolizerów wody na Starym Kontynencie. Niektóre przykłady europejskich elektrolizerów przedstawia Rys.5.

Rys. 5.
Elektrolizery produkowane w Europie

(711x800)

W Japonii, Chinach, USA, Korei Południowej, Australii i Kanadzie, znacznie wzrosły budżety na badania, innowacje i wdrażanie technologii wodorowych.

Europejski przemysł elektrolizerów i łańcuch dostaw z nimi związanych ma dziś silną i konkurencyjną pozycję na rynku światowym. UE powinna szybko stworzyć wiodący na świecie przemysł elektrolizerów wodorowych zasilanych energią ze źródeł odnawialnych. Stąd idea autorów raportu o zainstalowaniu do 2030 r. 40 GW mocy w elektrolizerach na obszarze UE i 40 GW w krajach sąsiednich, zwłaszcza w Afryce Północnej i na Ukrainie.

Obecnie zainstalowana moc w elektrolizerach wody w UE jest bardzo ograniczona. W ostatnich latach firmy produkujące elektrolizery, przy unijnym wsparciu finansowym, podjęły działania w celu obniżenia kosztów produkcji, zwiększenia ich wielkości i wydajności. Obecne działania należy zintensyfikować dla rozwinięcia silnego i konkurencyjnego europejskiego przemysłu elektrolizerów wody poprzez masowe ich wdrożenie.

Większość wytwarzanego obecnie wodoru odbywa się w pobliżu miejsc, w których jest on zużywany. Istnieje jedynie ograniczona infrastruktura gazociągów wodorowych pomiędzy niektórymi branżami chemicznymi i petrochemicznymi. Obecną produkcję wodoru określa się terminem "na własne potrzeby". Oprócz sprzedaży bezpośredniej, nie ma sprawnie działającego rynku i infrastruktury wodorowej. Stosowane technologie wykorzystują głównie tzw. "szary" wodór (uzyskiwany z gazu ziemnego przy zastosowaniu CCS). Wodór z elektrolizerów stanowi niewielki procent z uwagi na fakt, że energia elektryczna jest dostarczana z sieci. Ze względu na ograniczenia w przepustowości sieci, moc takich elektrolizerów, w większości, nie przekracza kilkuset MW.

W niedalekiej przyszłości powstanie paliwowy rynek wodoru. Na potrzeby zaopatrzenia stacji tankowania, wodór będzie można wytwarzać lokalnie w technologii elektrolizy wody a energia ze źródeł odnawialnych do zasilania urządzeń będzie pochodziła z sieci elektroenergetycznych bądź z lokalnych turbin wiatrowych lub instalacji PV. Elektrolizery o mocy do 10 MW mogą wytwarzać wystarczającą ilość wodoru do zasilania takich stacji. Wodór może być również dostarczany transportem ciężarowym (w postaci sprężonej lub ciekłej) albo poprzez gazociąg.

Autorzy raportu przewidują, że w nadchodzącej dekadzie wzrośnie skala wykorzystania elektrolizerów na potrzeby stacji tankowania (moc 1 - 10 MW) oraz przemysłu chemicznego, rafinacji i produkcji stali (moc 10 - 200 MW).

Rynki wodoru dla przemysłu i mobilności mogą w najbliższej przyszłości pozostać rynkami wewnętrznymi. Jednak w wielu przypadkach ograniczenia mocy sieci elektroenergetycznych i opłaty za ich korzystanie, mogą stanowić "wąskie gardło" dla taniej produkcji wodoru.

Pełna dekarbonizacja przemysłu chemicznego czy stalowego wymaga mocy w elektrolizerach rzędu gigawatów, których nie można zainstalować w pobliżu elektrowni z powodu zbyt małych przepustowości sieci elektroenergetycznych. Ponadto istnieje zapotrzebowanie na wodór na innych rynkach, takich jak: motoryzacja, ogrzewanie, chłodzenie oraz elektroenergetyka, gdzie należy dostarczać wodór z miejsc jego produkcji.

Elektrolizery powinny być zainstalowane w pobliżu miejsc wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych. Wyprodukowany wodór będzie wprowadzany do sieci gazowej, najlepiej w 100 proc. sieci wodorowej, która będzie transportować i dystrybuować go do wszystkich odbiorców.

Rynek elektrolizerów dużych mocy musi mieć zatem inną strukturę rynkową. W skali UE konieczna jest realizacja projektu, który w fazie wczesnego tworzenia rynku, dawałby takie możliwości operatorom systemów przesyłowych i dystrybucyjnych energii elektrycznej i gazu (OSP i OSD).

Duże ilości wodoru wytwarzanego w elektrolizerach będzie należało wprowadzić do sieci wodorowej. OSP i OSD utworzą infrastrukturę o otwartym dostępie, aby połączyć producentów i odbiorców wodoru. Należy również zaprojektować obiekty do jego magazynowania i podłączyć je do tej infrastruktury, gwarantując ciągłe dostawy do odbiorców, niezależnie od wahań w zakresie wytwarzania energii elektrycznej z OZE.

Projekt takiego europejskiego rynku wodoru może być oparty na projektach rynku gazu ziemnego i energii elektrycznej, ale musi obejmować odpowiednie mechanizmy elastyczności, umożliwiające uczestnikom przejście na konwersję energii elektrycznej w wodór i odwrotnie, z wyraźnymi rolami dla producentów, spółek infrastrukturalnych, OSP i OSD, niezależnych organów regulacyjnych, mechanizmów rynku transgranicznego oraz jasnych zasad, w szczególności, co do cen, rozliczeń, dostępu do sieci, jakości wodoru, bezpieczeństwa.

Rys.6. ilustruje plan rozwoju w zakresie wydajności elektrolizerów o mocy 40 GW w UE do 2030 r. Całkowita produkcja wodoru w 2030 r. może wynieść 4,4 mln ton wodoru, z czego 1 mln ton z elektrolizerów o mocy 6 GW na rynku wewnętrznym i 3,4 mln ton z elektrolizerów o mocy 34 GW na europejskim rynku wodoru. 4,4 mln ton wodoru zapewnia produkcję energii na poziomie 173 TWh.

Rys.7. przedstawia podobną "mapę drogową" dla Afryki Północnej i Ukrainy. Obejmuje rynek krajowy o mocy 7,5 GW i rynek eksportowy o mocy 32,5 GW. Rynek krajowy dotyczy głównie produkcji amoniaku, natomiast rynek eksportowy dotyczy przesyłu wodoru do UE (ok. 3 mln ton wodoru w 2030 r., co stanowi 17 proc. całego rynku wodoru w UE).

Rys.6.
Plan rozwoju wytwarzania wodoru z elektrolizerów w UE do 2030 r.

(745x800)

Ryc.7.
Plan rozwoju wytwarzania wodoru z elektrolizerów w Afryce Północnej i na Ukrainie do 2030 r.

(792x800)

Elektrolizery alkaliczne są uważane za dojrzałą technologię, stosowaną obecnie do produkcji chloru. Elektrolizery alkaliczne PEM i SOEC można stosować do elektrolizy wody. Autorzy raportu przewidują, że wciągu nadchodzącej dekady, m.in. dzięki łączeniu ogniw elektrolizerów w stosy, będzie można osiągnąć moc rzędu gigawatów. Do redukcji kosztów produkcji elektrolizerów przyczyni się również zautomatyzowana produkcja komponentów.

Do bilansu wydatków należy również doliczyć koszty instalacji, sprężarek, oczyszczania gazu, produkcji wody demineralizowanej i transformatorów.

Dominującym czynnikiem w kosztach produkcji wodoru jest jednak cena energii elektrycznej, która stanowi 60-80 proc. ogólnych wydatków na jego wytwarzanie. Dlatego tak ważnym pozostaje, aby koszt energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych był jak najniższe.

Rozwój technologii, moc w elektrolizerach rzędu gigawatów, niskie koszty produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych i zintegrowana produkcja energii elektrycznej z OZE spowodują, że "zielony" wodór stanie się konkurencyjny w stosunku do wodoru niskowęglowego ok. 2025 r.

W Afryce Północnej koszt produkcji wodoru przy wykorzystaniu źródeł słonecznych i wiatrowych będzie najprawdopodobniej niższy niż w Europie ze względu na większe ich "zasoby" i niższe koszty gruntów. Wodór z Afryki Północnej musi być transportowany do Europy, najlepiej gazociągami albo mniej opłacalnymi - statkami.

Autorzy raportu wskazują na istnienie potencjalnych możliwości w zakresie transportu i magazynowania wodoru.

Konwersja energii elektrycznej ze źródeł słonecznych i wiatrowych na wodór w miejscu jego wytwarzania stanowi najlepsze rozwiązanie, ponieważ koszty transportu i przechowywania wodoru są znacznie niższe niż w przypadku energii elektrycznej.

Koszt transportu wodoru gazociągiem jest ok. 10-20 razy niższy niż koszt sieciowego przesyłu energii elektrycznej. Maksymalna moc przesyłowa sieci elektroenergetycznych oscyluje w granicach 1-2 GW, podczas gdy w przypadku transportu wodoru gazociągami mieści się w granicach 15-30 GW.
Jednocześnie straty przesyłu energii elektrycznej są mniejsze od strat przesyłu gazu.

Istnieje dobrze rozwinięta infrastruktura gazowa, łącząca regiony wydobycia gazu w Europie (Morze Północne, Norwegia i Holandia) i poza nią (Rosja, Algieria, Libia).

Istniejącą infrastrukturę gazową można stosunkowo łatwo i szybko dostosować do transportu wodoru. Jednak dla wykorzystania "zasobów" wiatrowych na Morzu Bałtyckim oraz wiatrowych i słonecznych w Grecji, wymagana jest nowa infrastruktura gazociągów wodorowych. Jako przykład raport podaje budowę takiej infrastruktury w Holandii i zaplanowanej w Niemczech.

Na Rys.8. zaprezentowano europejski schemat korytarzy gazowych uwzględniający istniejącą infrastrukturę do przesyłu gazu ziemnego (linie niebieskie i czerwone) oraz nową, która powstanie specjalnie do transportu wodoru (linie pomarańczowe).

Rys. 8.
Europejski schemat infrastruktury gazowej

(1100x772)

Do tej pory Afryka Północna eksportuje gaz ziemny z Algierii i Libii kilkoma połączeniami gazociągowymi do Hiszpanii i Włoch. Pomiędzy Marokiem a Hiszpanią istnieją dwa kable do przesyłu energii elektrycznej, każdy o mocy przesyłowej 0,7 GW. Ponadto Maroko i Hiszpania podpisały w 2019 r. protokół ustaleń w sprawie realizacji trzeciego połączenia międzysystemowego o mocy 0,7 GW, które zostanie również wykorzystane do eksportu energii ze źródeł PV. Moc przesyłowa tych połączeń jest jednak znacznie mniejsza niż moc przesyłowa połączeń gazowych (60 GW).

Budowa nowego gazociągu wodorowego z Egiptu przez Morze Śródziemne, Grecję do Włoch, o długości 2,5 tys. km i mocy przesyłowej 66 GW oznaczałaby inwestycję w wysokości 16,5 mld euro. Przy współczynniku obciążenia wynoszącym 4,5 tys. godzin rocznie można by było transportować 7,6 mln ton wodoru rocznie.

Ważną kwestią pozostaje magazynowanie wodoru i związane z tym wydatki. Raport stwierdza, że koszt magazynowania wodoru w kawernach solnych jest co najmniej o 100 razy niższy niż koszt magazynowania energii w akumulatorach. W typowej kawernie solnej wodór można magazynować pod ciśnieniem ok. 200 barów. Pojemność magazynowa wynosi wtedy ok. 6 tys. ton a wartość energetyczna dla tej ilości wodoru szacowana jest na ok. 240 GWh. Całkowite koszty instalacji, w tym gazociągów, sprężarek i oczyszczania gazu, wynoszą ok. 100 mln euro. Jeżeli ta ilość energii byłaby magazynowana w akumulatorach, przy kosztach 100 euro/kWh, wtedy całkowity koszt inwestycji wyniósłby 24 mld euro.

Wiele z kawern jest używanych do magazynowania gazu ziemnego, w niektórych jest przechowywany olej lub inne produkty. Kawerny mogą być wykorzystywane do magazynowania wodoru w taki sam sposób, w jaki magazynuje się w nich gaz ziemny.

Ryc. 9.
Formacje solne z kawernami solnymi w Europie
[czerwonymi kwadratami oznaczono kawerny solne używane do magazynowania gazu ziemnego]

(1100x756)

Badania pokazują, że Europa posiada bardzo duży potencjał w zakresie magazynowania wodoru.

Rys.10.
Potencjał magazynowania wodoru w kawernach solnych w Europie

(1000x637)

Kluczowym pytaniem pozostaje, jak w nadchodzącej dekadzie przejść od infrastruktury gazu ziemnego do infrastruktury wodorowej. Zwiększenie produkcji wodoru w celu wypełnienia nim nowo wybudowanych gazociągów lub przekształcenia istniejących na gaz ziemny zajmie dużo czasu i stanie się opłacalna dopiero pod koniec okresu 2020 - 2030.

Raport koncentruje się na kilku ścieżkach prac możliwych do realizacji w najbliższym czasie dodając, że preferowane rozwiązanie zależy od warunków regionalnych:
  1. Równolegle do wodoru wytwarzanego przez elektrolizę należy stymulować także produkcję dużych ilości wodoru neutralnego pod względem zanieczyszczeń, aby posiadać wystarczającą objętość do wypełnienia gazociągów transportowych.
  2. Mieszanie wodoru z gazem ziemnym. Wodór w ilości ok. 2 - 5 proc. można zmieszać z gazem ziemnym transportowanym gazociągami bez konieczności wymiany lub regulacji sprężarek. Powyżej zawartości 5 proc. wodór można mieszać w jednym konkretnym gazociągu transportowym, w którym sprężarki są wymieniane lub regulowane.
  3. Umieszczenie w gazociągu gazu ziemnego rury o mniejszej średnicy, którą jednocześnie będzie transportowany wodór.
  4. Budowa instalacji skraplania wodoru na obszarach portów i eksport ciekłego wodoru w kriogenicznych zbiornikach podobnych do tych jakie są wykorzystywane w przypadku transportu LNG. Ciekły wodór można ponownie zgazować w porcie docelowym i wprowadzić do systemu gazociągów. Można go również przewozić do stacji paliw.
Dołączone pliki: Do odczytu plików wymagany jest program Acrobat Reader.


Dodaj nowy Komentarze ( 3 )

WIĘCEJ NA TEN TEMAT W SERWISACH TEMATYCZNYCH

KOMENTARZE ( 3 )

Rozwiń (Pełna treść komentarza)
Autor: Energetycy nowej ery XXI w 07.07.2020r. 23:06
Tego zagadnienia nie można przegapić w Polskim programie rozwoju szeroko pojętej energetyki w działaniach analityczno... pełna treść komentarza
Odpowiedzi: 2 | Najnowsza odpowiedź: 08-07-2020r. 10:06 ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI
Dodaj nowy Komentarze ( 3 )

DODAJ KOMENTARZ
Redakcja portalu CIRE informuje, że publikowane komentarze są prywatnymi opiniami użytkowników portalu CIRE. Redakcja portalu CIRE nie ponosi odpowiedzialności za ich treść.

Przesłanie komentarza oznacza akceptację Regulaminu umieszczania komentarzy do informacji i materiałów publikowanych w portalu CIRE.PL
Ewentualne opóźnienie w pojawianiu się wpisanych komentarzy wynika z technicznych uwarunkowań funkcjonowania portalu. szczegóły...

Podpis:


Poinformuj mnie o nowych komentarzach w tym temacie


PARTNERZY
PGNiG TERMIKA
systemy informatyczne
Clyde Bergemann Polska
PAK SERWIS Sp. z o.o.
ALMiG
GAZ STORAGE POLAND
GAZ-SYSTEM S.A.
Veolia
PKN Orlen SA
TGE
Savangard
Audax
Tauron
DISE
BiznesAlert
Obserwatorium Rynku Paliw Alternatywnych ORPA.PL
Energy Market Observer
Gazterm
Innsoft



cire
©2002-2020
mobilne cire
IT BCE