Dublowanie się projektów wodorowych i swoisty wyścig między spółkami miał być jedną z przyczyn konfliktu pomiędzy Danielem Obajtkiem, prezesem Orlenu, a byłym już szefem PGNiG Jerzym Kwiecińskim. Jeszcze zanim w październiku Kwieciński odszedł ze stanowiska, Obajtek mówił, że w Polsce jest miejsce tylko na jeden koncern multienergetyczny. W listopadzie prezesem gazowej spółki został dotychczasowy szef Lotosu Paweł Majewski. Daje on gwarancję gładkiej współpracy przed planowanym przejęciem PGNiG przez Orlen. Polem, na którym PGNiG już ustąpił Orlenowi, jest wodór.
W technologię wodorową wierzy Bruksela. Uważa ją za sposób na walkę z ociepleniem klimatu. Projekty wodorowe będą więc mogły liczyć na hojne dotacje z unijnej kasy w ramach środków na transformację energetyczną. Tylko do naszego kraju w latach 2021–2027 ma trafić ok. 30 mld euro.
PGNiG z racji działalności w segmencie gazowym miał szansę na pozycję lidera w „polskim wodorze”. W połowie 2020 r. firma zapowiadała budowę pilotażowej instalacji w Odolanowie. W 2022 r. miała ona rozpocząć produkcję tzw. zielonego wodoru. Spółka podtrzymuje zamiar jej ukończenia, ale sugeruje, że tego rodzaju instalacje powinny być domeną spółek wytwórczych. Sama chce skoncentrować się na magazynowaniu wodoru i dystrybucji. W najbliższym czasie planuje przetestować bezpieczeństwo dla sieci mieszanki wodoru i gazu oraz zbadać możliwości magazynowania wodoru w podziemnych kawernach na gaz.
Dziś PGNiG, pytany przez nas o projekty wodorowe, wskazuje między innymi na umowę z konsorcjum Górnośląskiego Zakładu Obsługi Gazownictwa i brytyjskiej spółki Pure Energy Centre na zaprojektowanie i budowę stacji tankowania wodorem. – Chcemy ją traktować jako obiekt badawczy, pozwalający na zebranie doświadczenia na polu dystrybucji wodoru i badania jego jakości dla celów transportowych. Nie zamierzamy w zakresie budowy stacji tankowania pojazdów wodorem rywalizować ze spółkami paliwowymi, które mają już rozwiniętą infrastrukturę w postaci stacji paliw stanowiących bazę do rozwoju sieci stacji wodorowych – zastrzega wiceprezes Arkadiusz Sekściński.
Orlen już teraz jest jednym z największych producentów wodoru w Polsce. Powstaje on w procesach chemicznych i większość spółka zużywa na potrzeby produkcji. – W pierwszym etapie planujemy budowę instalacji doczyszczania wodoru do standardów wysokiej czystości, czyli wymaganych przez ogniwa paliwowe. Takie działania pozwolą PKN Orlen na stosunkowo szybką budowę rynku, jak również na oferowanie konkurencyjnej ceny końcowemu odbiorcy – czytamy w odpowiedzi dla DGP. Orlen chce też zbudować hub we Włocławku, z wykorzystaniem stosowanej już tam elektrolizy. – Daje to możliwość docelowej produkcji tzw. zielonego, bezemisyjnego wodoru. Jest to możliwe dzięki zasileniu elektrolizera energią elektryczną pochodzącą z odnawialnych źródeł, już obecnie rozwijanych i wdrażanych przez Grupę Orlen – podkreśla spółka
Wodór - panaceum czy wiele hałasu o nic
Wodór - panaceum czy wiele hałasu o nic

Zobacz również
Zakończenie inwestycji planowane jest na I półrocze 2022 r. Najpierw paliwo będzie przeznaczone przede wszystkim dla transportu publicznego i towarowego. Podobną inwestycję spółka planuje też w Płocku i rozwija technologie wodorowe w biorafinerii Orlen Południe w Trzebini. Tam rozpoczęcie produkcji wodoru dla transportu planowane jest w przyszłym roku. Z kolei pierwsze stacje tankowania wodorem koncern planuje otworzyć w kraju do końca 2022 r. – w Niemczech działają już na dwóch stacjach.
Zdaniem ekspertów najszybciej wodór może stać się opłacalny w transporcie. Wykorzystanie go w energetyce wymaga dodatkowych wyzwań związanych z produkcją, przesyłaniem i magazynowaniem gazu. Żeby wodór do zasilania turbin gazowych lub do ogrzewania był czysty czy też zielony, powinien być wyprodukowany w procesie elektrolizy, a elektrolizer zasilany czystym źródłem energii – instalacją fotowoltaiczną lub wiatrakiem. – Później wodór ten musi zostać zatłoczony do gazociągu. Trzeba jednak zbadać, ile tego wodoru w proporcji do gazu można bezpiecznie transportować w istniejącej sieci gazowej, żeby później użytkownik końcowy mógł nim zasilać np. swoje urządzenie grzewcze – tłumaczy w rozmowie z DGP dr hab. inż. Rafał Porowski z Politechniki Świętokrzyskiej. ©℗