Shell uvedl v Německu do provozu 10MW elektrolyzér. Výhledově plánuje 10x větší zařízení
V největší rafinérii v Německu byl uveden do provozu největší elektrolyzér svého druhu v Evropě. Projekt Refhyne, pilotní projekt společnosti Shell, disponuje instalovaným výkonem 10 MW. Shell k němu v případě úspěchu plánuje do roku 2024 přidat desetkrát větší zařízení. Informoval o tom portál Euractiv.
Na pozadí ambicí dosáhnout klimatické neutrality EU do roku 2050 evropský průmysl v současnosti prozkoumává možnosti, jak využívat vodík jako vstupní surovinu do různých průmyslových procesů. Jedná se především o energeticky náročný průmysl - odvětví jako ocelářství nebo chemický průmysl. Nejen v důsledku toho jsou napříč Evropou realizovány různé projekty zaměřené na výrobu vodíku.
Projekt s názvem Refhyne, vlastněný společností Shell, byl z 50 % spolufinancován Společným podnikem pro palivové články a vodík (Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking, FCH JU). Elektrolyzér má potenciál dekarbonizovat rafinační proces v největší německé rafinérii Chemical Park Rheinland a také přispět ke stabilizaci elektrizační soustavy.
"Se zprovozněním největšího PEM elektrolyzéru v Evropě dále posilujeme svou vedoucí roli v této oblasti," uvedl Armin Laschet, ministerský předseda německé spolkové země Severní Porýní-Vestfálsko.
Elektrolyzér s instalovaným výkonem 10 MW vyrobí přibližně 1300 tun zeleného vodíku za rok. Za předpokladu, že bude dostupné potřebné množství obnovitelné elektřiny. Podle plánů se očekává, že poptávka jen německého průmyslu po vodíku dosáhne v roce 2030 zhruba 1,7 milionů tun ročně. Rafinérie do této hodnoty nejsou zahrnuty.
Refhyne je pilotním projektem, ambice Shellu jsou větší
Elektrolyzér Refhyne je nicméně pouze pilotním projektem. Pokud se 10MW pilotní projekt osvědčí, Shell chce přidat dalších 100 MW instalovaného výkonu, který by měl být dokončen v roce 2024. Takové zařízení by bylo největším elektrolyzérem na světě.
"Přemýšlíme o 100MW vodíkovém zařízení zde v Porýní. Chceme hrát klíčovou úlohu v tvarování průmyslové infrastruktury regionu," říká Huibert Vigeveno, ředitel downstream sekce v Shell.
Pilotní projekt Refhyne byl nicméně závislý na 50% spolufinancování ze strany FCH JU. Ekonomické opodstatnění 10x většího projektu bez veřejného financování by teď bylo přinejmenším diskutabilní.
"Budeme v Severním Porýní-Vestfálsku potřebovat více podpory skrze cílenou podporu a dotace," dodal Fabian Ziegler, výkonný ředitel Shell.
Mohlo by vás zajímat:
Jsem docela zvědavý, co bouchne dřív. Jestli nějaká mamutí vodíkárna nebo Temelín! :-)))
Vodíková energetika je něco podobného, jako OZE. Vyrábět vodík z OZE, skladovat ho a znovu menit na elektřinu, to je energeticko-ekonomická utopie. V každém případě by to ovšem bylo smysluplnější, než honba za snižováním CO2. Spalováním vodíku zniká teplá vodní pára, která bude mít přímý vliv na albedo planety. Takže stoupne odrazivost atmosféry a klesne globální teplota. Takže za nějakých pár desítek roků bychom tu mohli mít problém s globálním ochlazováním!!! :-)
"evropský průmysl v současnosti prozkoumává možnosti, jak využívat vodík jako vstupní surovinu do různých průmyslových procesů."
Je to na vás moc složitá věta?
Jen tak dál. S rozvojem elektrolyzérů se budou vytvářet podmínky i pro větší význam PE. Jsou to spojené nádoby. Schopnější určuje rychlost rozvoje, mi můžeme jenom doufat, že se nám podaří aspoň někdy zachytit tento nástup, aby tam nevznikl propastný rozdíl, který se obtížněji dohání.
Už i SHELL potřebuje dotace? Možná hloupý kdo dává, hloupější kdo nebere.
OZE jsou nepoužitelné pro stabilní dodávky elektřiny tak ty vyhozené peníze nacpou aspoň do výroby odpadního tepla a trochy vodíku.
tak v zime by to mohlo aspon ciastocne posluzit(ak to rozumne rozmiestnia) ako centralne zdroje tepla pre vykurovanie (ci uz priame, alebo cez tepelne cerpadla, alebo..) pruser bude ale ked nebudu prebytky EE, alebo prestane fukat na dlhsie - potom teplo nebude ...
A kolik myslíte že by vyšlo topení vodíkem z OZE v takové běžném domku ? dejme tomu, že máte spotřebu 20 MWh , cena tak 7kč kWh = 140 000 korun ročně. Vítejte v reálném světě.
;) ja som sa snazil najst aspon nejaky prinos a pravdupovediac som kalkuloval nie s vyhrevnostou vodika (oni ho potrebuju pre chemicku vyrobu asi) ale s teplom pri elektrolyze (ak som dobre pochopil chcu pousit PEM technologiu a tam je to pri teplote nad 80C)
Ale je to zatial len experiment tak uvidime ako to dopadne.
Akumulace do tepelné energie není o méně důležitá než do energie elektrické. Přes vysokoteplotní tepelná čerpadla v letním období a využití zdroje primárního zdroje tepla v létě, lze akumulovat do vhodného materiálu značné množství tepelné energie, která ušetří značné množství té nedostatkové elektrické v zimním období. Je to jedna z dalších výhodných směrů k energetické soběstačnosti, takže není na místě tuto skutečnost zlehčovat, ale naopak.
Hezky sepsáno to zní.
Není ale uveden ten "vhodný" materiál a náklady na vybudování úložiště na několik měsíců.
V Paskově mají dlouhodobé skladování tepla udělané. Provozuje to firma, která ze starých dolů odčerpává důlní plyn, ten pak spaluje v kogeneračních jednotkách a teplo si umí schovat pro své zákazníky na zimu. A ten "vhodný materiál" jsou hlína a šutry. Normálně mají udělaný vrt a tam to perou. Účinnost cyklu okolo 70%. Podobné systémy se už dlouhé roky používají v Dánsku nebo v Kanadě.
Můžete prosím dodat zdroj?
Já jsem v tom Paskově našel pouze testovací provoz s účinností 40-50%.
Což již není tak sexy jako 70%.
Já jsem se touto myšlenkou dlouho zabýval a dospěl jsem k relativně levnému řešení kdy dokáži akumulovat řádově MWh tepla do země - nic nového pod sluncem, jenže to je teplo s nízkým potenciálem jako zdroj pro tepelné čerpadlo dobrý, ale přímo tím rozhodně domy nevytopíte a všechny způsoby sezónní akumulace tepla s vysokým potenciálem jsou extrémně drahé. Protože teplo se rozptyluje do okolí, takže potřebujete izolovanou akumulační soustavu - většinou dobře izolovanou podzemní betonovou nádrž okolo s objemem na běžný dům asi 400m3. Vnitřní objem 10x10x4 metry akumulace solárním systémem nebo tepelným čerpadlem. PCM je sice menší , ale dražší řešení.
To co píšete pane Josefe je sice pravda, ale jediné co snad má smysl je tepelné čerpadlo s vrty, které v zimě klasicky vyrábí teplo s COP okolo 3,6 a v létě tyto vrty použijeme ke chlazení budovy s COP pro chlazení cca až 10 a tím ušetříme mnoho elektřiny pro chlazení a zároveň oživíme vrty tak, že na podzim mají teplotu okolo 10 C a tedy COP bude do Vánoc přes 4...
Investice je rovna 0 Kč, tedy pokud vrty bereme jako zdroj tepla...
To je z mé praxe a funguje to ! Ostatní akumulace jsou blízká setkání třetího druhu....
A co to takhle vylepšit důmyslnějším rozložením vrtů do kruhu ve vhodném přírodním terénu pro využití i tepelných ztrát prostupem do okolního terénu s vnitřním prostorem určeného pro podle možností zaizolovanou nádrž válcového typu(minimalizace povrchu) pro akumulaci na větší teplotu třeba vody (účinná a zadarmo). Je to jenom náznakové řešení hodné ke zdokonalení pro zefektivnění. S vyšší teplotou větší akumulace tepelné energie. Voda by se efektivně vyhřála vysokoteplotními čerpadly v době přebytku EE a vysoké okolní teploty. V zimě by byla využita tato TČ pro dodávku dostatečné teplé vody na vytápění objektů s podstatně větší účinností. Nebylo by to sice universálně použitelné, ale vhodné lokality by se dokázaly najít.
přerozdělování...dotace.....EU....
hmm hezká parodie na německou energetickou soběstačnost.
Ano vodík je možná cesta vpřed, ale chci se těch místních mudrlantů zeptat jak ho chtějí vyrábět ve velkém - todle rozhodně použitelné není.
Komentáře v diskuzi mohou pouze přihlášení uživatelé. Pokud ještě účet nemáte, je možné si jej vytvořit na stránce registrace. Pokud již účet máte, přihlaste se do něj níže.
V uživatelské sekci pak můžete najít poslední vaše komentáře.
Přihlásit se