Marta Gburzyńska
DOI: 10.15199/17.2025.6.2, GWiTS 6/2025, czerwiec 2025
Pobierz PDF (Open Access)
Streszczenie:
W obliczu globalnych wyzwań związanych ze zmianami klimatycznymi oraz koniecznością ograniczenia emisji gazów cieplarnianych, wodór (H₂) staje się coraz bardziej istotnym elementem transformacji energetycznej. Jedną z rozważanych metod jego integracji z istniejącą infrastrukturą jest dodawanie wodoru do gazu ziemnego (blending). Taka strategia pozwala na wykorzystanie obecnych gazociągów do transportu niskoemisyjnego paliwa, bez konieczności natychmiastowej rozbudowy sieci wodorowej. Artykuł analizuje ekonomiczne aspekty tego rozwiązania, ze szczególnym uwzględnieniem kosztów produkcji wodoru metodami: reformingu parowego metanu (szary wodór), SMR z wychwytem CO₂ (niebieski wodór) oraz elektrolizy z OZE (zielony wodór). Przedstawiono także wpływ technologii, kosztów energii oraz nakładów inwestycyjnych (CAPEX) na uśredniony koszt produkcji wodoru (LCOH), wskazując, że choć zielony wodór pozostaje obecnie najdroższy, to w przyszłości może stać się konkurencyjny dzięki postępowi technologicznemu i wsparciu politycznemu. W artykule przedstawiono również aspekty techniczne, regulacyjne i rynkowe związane z blendingiem wodoru oraz międzynarodowe doświadczenia w tym zakresie.
Słowa kluczowe: Wodór, wytwarzanie wodoru, gaz ziemny, koszty produkcji wodoru.
Abstract:
In the face of global challenges related to climate change and the urgent need to reduce greenhouse gas emissions, hydrogen (H₂) is becoming an increasingly important element of the energy transition. One of the considered methods for integrating hydrogen into the existing infrastructure is its addition to natural gas (blending). This strategy enables the use of existing gas pipelines for transporting low-emission fuel without the immediate need to develop a dedicated hydrogen network. This article analyzes the economic aspects of this solution, with particular emphasis on the costs of hydrogen production using the following methods: steam methane reforming (gray hydrogen), SMR with carbon capture and storage (blue hydrogen), and electrolysis powered by renewable energy sources (green hydrogen). It also presents the impact of technology, energy costs, and capital expenditures (CAPEX) on the Levelized Cost of Hydrogen (LCOH), showing that although green hydrogen remains the most expensive option today, it could become competitive in the future due to technological advancements and policy support. The article further discusses the technical, regulatory, and market aspects of hydrogen blending, as well as international experiences in this field.
Keywords: Hydrogen, hydrogen production, natural gas, hydrogen production costs.
Bibliografia
[1] European Commission. (2023). Proposal for a regulation of the European Parliament and of the Council on the internal markets for renewable and natural gases and for hydrogen. https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/TXT/?uri=COM%3A2021%3A804%3AFIN
[2] Hinkley, J., Hayward, J., McNaughton, R., Gillespie, R., Matsumoto, A., Watt, M., Lovegrove, K. (2016). Cost assessment of hydrogen production from PV and electrolysis. CSIRO. https://arena.gov.au/assets/2016/03/Cost-of-hydrogen-from-PV-and-electrolysis.pdf
[3] CIRE. (n.d.). Pełna dekarbonizacja wymaga wodoru. https://www.cire.pl/artykuly/wodor-materialy-problemowe/pelna-dekarbonizacja-wymaga-wodoru
[4] Gram w Zielone. (n.d.). Największa umowna – zielony wodór koszt produkcji tylko 2 USD/kg. https://www.gramwzielone.pl/hydrogen/105529/najwieksza-umowana-zielony-wodor-koszt-produkcji-tylko-2-usdkg
[5] IEN. (n.d.). https://www.ien.com.pl
[6] Nauka w Polsce. (n.d.). Eksperci: w dekarbonizacji europejskiej gospodarki wykorzystanie wodoru niezbędne. https://naukawpolsce.pl/aktualnosci/news,106654,eksperci-w-dekarbonizacji-europejskiej-gospodarki-wykorzystanie-wodoru-nie
[7] Polska Izba Przemysłu Chemicznego. (n.d.). Wodór – paliwo przyszłości. Rola czystego wodoru w procesie dekarbonizacji gospodarki. https://pipc.org.pl/wodor-paliwo-przyszlosci-rola-czystego-wodoru-w-procesie-dekarbonizacji-gospodarki/
[8] ZEOP. (n.d.). Blending gaz ziemny i wodór. https://zeop.pl/blending-gaz-ziemny-i-wodor/
[9] Hydrogen Council. (2023). Hydrogen insights 2023. https://hydrogencouncil.com/en/hydrogen-insights-2023/
[10] International Energy Agency. (2023). Global hydrogen review 2023. https://www.iea.org/reports/global-hydrogen-review-2023
[11] Liu, K., Song, C., Subramani, V. (2010). Hydrogen and syngas production and purification technologies. Wiley.
[12] Mazumder, G. C., Shams, S. M. N., Rahman, M. H., Huque, S. (2021). Production of green hydrogen in Bangladesh and its levelized cost. Dhaka University Journal of Applied Science and Engineering, 6(2), 64–71. https://doi.org/10.3329/dujase.v6i2.59220
[13] Morales, D., Pérez, J., González, M., Ramírez, R. (2023). Economic analysis: Green hydrogen production systems. Processes, 11(5), 1390. https://doi.org/10.3390/pr11051390
[14] Muñoz Díaz, M. T., Chávez Oróstica, H., Guajardo, J. (2023). Economic analysis: Green hydrogen production systems. Processes, 11(5), 1390. https://doi.org/10.3390/pr11051390
[15] Nikolaidis, P., Poullikkas, A. (2017). A comprehensive overview of hydrogen production processes. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 67, 597–611.
[16] Ramadan, M. M., Wang, Y., Tooteja, P. (2020). Analysis of hydrogen production costs across the United States and over the next 30 years (manuscript nieopublikowany).
[17] Roussanaly, S., Anantharaman, R., Fu, C. (2020). Low-carbon footprint hydrogen production from natural gas: A techno-economic analysis of carbon capture and storage from steam-methane reforming. Chemical Engineering Transactions, 81, 1183–1188. https://www.cetjournal.it
[18] Ministerstwo Klimatu i Środowiska. (2022). Rozporządzenie z dnia 23 marca 2022 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu gazowego. Dziennik Ustaw 2022, poz. 799.
[19] Ruth, M., Jadun, P., Gilroy, N., Connelly, E., Boardman, R., Simon, A. J., Elgowainy, A., Zuboy, J. (2020). The technical and economic potential of the H2\@Scale hydrogen concept within the United States (NREL/TP-6A20-77610). National Renewable Energy Laboratory.
[20] Schlund, D. (2023). Integrating cross-border hydrogen infrastructure in European natural gas networks (EWI Working Paper No. 23/08). https://www.ewi.uni-koeln.de/cms/wp-content/uploads/2023/12/EWI_WP_23-08_Integrating_Cross-Border_Hydrogen_Infrastructure_in_European_Natural_Gas_Networks_David_Schlund.pdf
[21] Topolski, K., Reznicek, E. P., Cakir Erdener, B., San Marchi, C. W., Ronevich, J. A., Fring, L., Simmons, K., Guerra Fernandez, O. J., Hodge, B.-M., Chung, M. (2022). Hydrogen blending into natural gas pipeline infrastructure: Review of the state of technology (NREL/TP-5400-81704). https://www.nrel.gov/publications
[22] Zun, M. T., McLellan, B. C. (2023). Cost projection of global green hydrogen production scenarios. Hydrogen, 4(4), 932–960. https://doi.org/10.3390/hydrogen4040055