Wodór w sieci gazowej a biometan: mieszanie, limity i konsekwencje dla odbiorców

Dodanie wodoru do sieci gazowej (blending) jest rozważane jako sposób na wykorzystanie nadwyżek energii odnawialnej, ale ma ograniczony efekt klimatyczny i techniczny. Wodór ma w metrze sześciennym około trzykrotnie mniej energii niż metan (ok. 3 kWh/m³ wobec ok. 10 kWh/m³), więc mieszanina zawierająca 20% wodoru w objętości ma o około 14% niższą gęstość energii, a energia z wodoru stanowi w niej zaledwie około 7%. Redukcja emisji CO₂ jest więc rzędu kilku procent, a konsekwencje dla urządzeń i pomiarów mogą być istotne. Biometan jest pod tym względem prostszy, bo ma właściwości zbliżone do gazu ziemnego i nie wymaga zmian infrastruktury.

Obliczenie dla 20% H₂ (w objętości)

Założenia: gaz sieciowy ≈ czysty metan o 9,97 kWh/m³ (wartość opałowa), wodór o 3,0 kWh/m³.

• Energia mieszaniny: 0,8 × 9,97 + 0,2 × 3,0 = 7,98 + 0,60 = 8,58 kWh/m³ (spadek o ok. 14%).
• Udział energii z wodoru: 0,60/8,58 ≈ 7%.
• Aby dostarczyć tę samą energię, trzeba przetłoczyć o ok. 16% większą objętość (9,97/8,58 ≈ 1,16).
• Redukcja emisji CO₂ przy spalaniu: ok. 7% (zakładając, że wodór nie emituje CO₂ przy spalaniu).

Dla 10% wodoru w objętości udział energii wynosi ok. 3,5%. Wskazuje to na niewielką korzyść klimatyczną w stosunku do skali zmian.

Konsekwencje techniczne

1. Liczba Wobbego i kaloryczność. Zmieniają się parametry spalania; urządzenia domowe i przemysłowe projektowane na gaz ziemny mogą wymagać regulacji.
2. Pomiary rozliczeniowe. Gazomierze i chromatografy muszą być dostosowane do nowego składu; różnice kaloryczności utrudniają rozliczenia.
3. Materiały. Wodór może powodować kruchość wodorową niektórych stali, zwłaszcza w sieciach wysokociśnieniowych; limity zależą od materiału, ciśnienia i wieku infrastruktury.
4. Magazyny gazu i sprężarki. Zmieniają się parametry pracy; wodór wymaga innych uszczelnień.
5. Przemysł. Niektóre procesy (np. produkcja szkła, chemia) są wrażliwe na skład gazu.
6. Pojazdy CNG. Silniki i butle mają ograniczenia co do zawartości wodoru, często bardzo niskie.

Badania i projekty demonstracyjne w kilku krajach (m.in. w Wielkiej Brytanii, gdzie testowano mieszaniny do 20% H₂ w wydzielonych sieciach) pokazują, że wyższe udziały są możliwe lokalnie po przygotowaniu urządzeń, ale rozwiązań nie da się łatwo rozszerzyć na całe sieci.

Regulacje

W 2024 r. UE przyjęła pakiet dotyczący rynku gazów odnawialnych, gazu ziemnego i wodoru (m.in. dyrektywa (UE) 2024/1788 i rozporządzenie (UE) 2024/1789), który porządkuje zasady dostępu do sieci, planowania infrastruktury wodorowej i traktowania gazów odnawialnych. Kwestie dopuszczalnego udziału wodoru w sieci i norm jakości gazu pozostają przedmiotem prac normalizacyjnych i uzgodnień operatorów. W Polsce limity i wymagania ustalają operatorzy w oparciu o przepisy i normy; dokładne wartości trzeba weryfikować u operatora.

Biometan jako alternatywa

Biometan nie zmienia właściwości gazu w sieci, więc nie wymaga przebudowy ani zmiany urządzeń, a jednocześnie obniża ślad węglowy gazu. Dla porównania: aby osiągnąć redukcję emisji o 7%, wystarczy, że biometan z niskim śladem węglowym stanowi 7–8% energii w sieci, bez żadnych zmian w odbiorze. Wodór ma natomiast zastosowania, w których biometan nie wystarcza (np. procesy chemiczne), ale jego wtłaczanie do całej sieci jest rozwiązaniem ograniczonym.

Przykład: koszt energii na mieszanie

Elektrolizer o mocy 5 MW pracujący 4000 h/rok produkuje ok. 385 t H₂ (20 000 MWh/52 kWh/kg), czyli ok. 4,3 mln m³ H₂ (385 000 kg/0,0899 kg/m³). W sieci o przepływie 100 mln m³ gazu rocznie wtłoczenie 4,3 mln m³ wodoru stanowi tylko ok. 4% objętości i ok. 1,3% energii. Rachunek pokazuje, że nawet duża instalacja ma niewielki wpływ na skład całej sieci, ale wymaga niemal tych samych dostosowań pomiarowych.

Wnioski

1. Mieszanie wodoru z gazem w sieci jest rozwiązaniem uzupełniającym, nie głównym.
2. Wodór warto kierować do zastosowań, w których zapewnia największą wartość.
3. Biometan jest bezpośrednio zgodny z istniejącą infrastrukturą.
4. Każda decyzja o dopuszczeniu wodoru w sieci wymaga analizy materiałów, urządzeń odbiorców i pomiarów.

Co z odbiorcami wrażliwymi

Niektórzy odbiorcy, np. producenci szkła lub ceramiki, stacje CNG oraz zakłady wykorzystujące gaz jako surowiec, są szczególnie wrażliwi na zmianę składu. Dla nich dopuszczalny udział wodoru bywa bardzo niski, a lokalne wtłaczanie wymagałoby wydzielonych sieci lub separacji strumieni. Dlatego pomysły mieszania wodoru zwykle uzupełnia się planami budowy dedykowanej infrastruktury wodorowej dla największych odbiorców.

Podsumowanie

Wodór w sieci gazowej jest techniczną i ekonomiczną opcją o ograniczonym wpływie klimatycznym, podczas gdy biometan daje porównywalną korzyść bez zmian infrastruktury.