Mateusz Sołtysiak (SES Hydrogen Energy): Bez wdrożenia wodoru nie uda nam się osiągnąć celów dekarbonizacji

SES Hydrogen Energy to firma, która koncentruje się na technologiach wodorowych, rozwijając je zgodnie z aktualnymi potrzebami i celami klimatycznymi w Polsce i na świecie. W sierpniu bieżącego roku przedsiębiorstwo przeprowadziło testy funkcjonalne prototypu innowacyjnego kotła wodorowo-tlenowego.

O technologiach, innowacjach i rynku wodoru opowiedział nam Mateusz Sołtysiak, CEO SES Hydrogen Energy.

Jaką rolę odgrywają technologie wodorowe w transformacji energetycznej?

Chciałbym powiedzieć, że już na ten moment kluczową. Jednak doskonale wiemy, że zwłaszcza w Polsce jesteśmy na początku drogi, jeśli chodzi o wdrożenie technologii i projektów wodorowych. Niezaprzeczalny potencjał odnawialnego wodoru już teraz dostrzegają gospodarki Stanów Zjednoczonych, Chin, Japonii czy Australii, a co dla nas ma największe znaczenie Unia Europejska, która stawia go w roli jednego z najważniejszych narzędzi transformacji europejskiej gospodarki i osiągnięcia neutralności klimatycznej do 2050 r. Za tymi zobowiązaniami idą działania i propozycje legislacyjne, a także bezpośrednie instrumenty finansowe, które mają aktywizować państwa członkowskie, prywatne przedsiębiorstwa i inwestorów, żeby przyspieszyć i usprawnić wdrażanie projektów wodorowych na dużą skalę. Trudno się dziwić, biorąc pod uwagę, że według prognoz do 2050 r. Polska ma zwiększyć zapotrzebowanie na energię elektryczną o 60%, a jak wiemy aktualnie ponad 70% tej energii jest wytwarzane z węgla, co wiąże się z corocznym uwalnianiem ogromnych ilości emisji. A emisje z roku na rok kosztować nas będą coraz więcej – nawet do 150 EUR za tonę w 2024 r. Tak na ten moment prognozują eksperci, ale patrząc na trend z ostatnich 2 lat stawki równie dobrze mogą okazać się wyższe.

Bez wdrożenia wodoru i zastąpienia nim paliw w poszczególnych sektorach nie uda nam się osiągnąć celów dekarbonizacji, ani zwiększenia udziału OZE w miksie energetycznym, co jak wiemy, jest kolejnym znaczącym postulatem UE. Produkując wodór z energii z OZE jesteśmy w stanie nie tylko zwiększać ich efektywność dzięki wykorzystaniu nadwyżek, gdzie ta czysta energia nie przepada, ale również dzięki wyspowej produkcji wodoru możemy zwiększyć potencjał energetyczny kraju, bez ryzyka obciążenia krajowego systemu elektroenergatycznego i sieci dystrybucyjnych. To jest właśnie przewaga, którą gwarantuje wodór. Patrząc na planowaną w Unii skalę działań, a przede wszystkim terminy wprowadzania kolejnych regulacji widzimy, że już w tym momencie jako kraj jesteśmy spóźnieni i realnie nie będziemy w stanie spełnić wymogów, które dosięgną nas już w 2025 r. czy 2028 r. A to będzie się wiązać z konsekwencjami dla przedsiębiorstw, głównie finansowymi.

W którym obszarze wodór ma największy potencjał – w transporcie, przemyśle czy energetyce zawodowej?

Ciężko jednoznacznie odpowiedzieć na to pytanie, ponieważ wodór jest wszechstronny i przejawia duży potencjał we wszystkich wymienionych sektorach. Może służyć jako nośnik i magazyn energii, substrat w procesach przemysłowych oraz paliwo w szeroko rozumianym transporcie – długodystansowym, ciężkim, morskim, a nawet coraz częściej mówi się o lotnictwie. Jego podstawowymi zaletami są wysoka gęstość energetyczna i fakt, że jeśli jest produkowany na drodze elektrolizy z wykorzystaniem energii z OZE nie generuje żadnych emisji. Osobiście uważam, że na wodorze najwięcej zyskają te obszary, które z różnych względów trudno elektryfikować, jest to nieopłacalne lub technicznie niemożliwe.

Zwłaszcza energochłonne gałęzi przemysłu, m.in. metalurgia, przemysł ciężki, które w swoich procesach produkcyjnych zużywają ogromne ilości gazów i paliw. Nałożone na nie regulacje przewidziane dla przemysłu sprawiają, że od tych paliw będą zmuszone szybko odchodzić i już teraz powinny znaleźć nisko- i zeroemisyjne alternatywy. Bez tego, nie będą w stanie za dwa, trzy czy pięć lat sprostać wymogom wielkości dopuszczalnych emisji, co będzie się wiązać bezpośrednio ze wzrostem kosztów ponoszonych na uprawnienia. I rzeczywiście, nie mówimy tu o dalekim 2050 roku, ale perspektywie najbliższych kilku lat.

My w SES Hydrogen Energy dostrzegamy także ogromny potencjał zastosowania wodoru w dekarbonizacji ciepłownictwa systemowego, przemysłowego oraz sektora budynków, dzięki kotłowi wodorowo-tlenowemu, który będzie źródłem ciepła dla obiektów średniej i dużej skali oraz lokalnych węzłów grzewczych dla osiedli mieszkaniowych i budownictwa wielkokubaturowego. Rosnące zapotrzebowanie tych obszarów, mam tu na myśli zwłaszcza ciepłownictwo systemowe, wynika z wielolecia braku modernizacji i nadal nieobecnych strategii modernizacyjnych w perspektywie długoterminowej. Co więcej, wpływ na to mają też wspomniane regulacje, zwłaszcza dla obiektów energetycznego spalania oraz rosnące ceny ETS i paliw, które wpływają na wysokość taryf i cen ciepła dla użytkowników końcowych.

Wodór to także szansa dla inwestorów posiadających lub stawiających nowe moce OZE, którzy coraz częściej będą borykać się z barierami w przyłączeniu do systemu elektroenergetycznego, zmiennością produkcji i przeciążeniami sieci. Nie trzeba daleko szukać, wystarczy spojrzeć na 2022 r. i fakt, że wówczas mówiło się nawet o tysiącach odmów wydania warunków przyłączenia do sieci dla źródeł, których łączna moc mogła przekraczać 51 GW. Wiemy, że wraz z koniecznym wzrostem udziału OZE ten problem będzie się pogłębiać. Unia to dostrzega, nie bez powodu regulując powstawanie nowych mocy produkcji wodoru wyłącznie z nowymi mocami OZE. Taki model wytwarzania wodoru w dedykowanych pod to instalacjach i ekosystemach hubów wodorowych zapewni, że możliwe będzie zwiększenie wolumenu energii odnawialnej bez konieczności całościowej modernizacji systemu energetycznego.

Jak wygląda rozwój tych obszarów w Polsce?

na tym etapie jako kraj jesteśmy spóźnieni, żeby zdążyć przed momentem wejścia w życie wymogów regulacyjnych

Jak pokreśliłem wcześniej, jako kraj jesteśmy raczej na początku drogi niż bliżej choćby półmetka. Szczerze powiedziawszy, jeszcze w 2021 r. wyobrażałem sobie zupełnie inny scenariusz tego jak sytuacja będzie wyglądać w 2023 r. Obserwując podejmowane wówczas inicjatywy, pakiet Fit for 55, cele polskiej strategii wodorowej, a przede wszystkim właśnie presję regulacyjną ze strony UE można było wnioskować, że projekty nabiorą rozpędu dużo wcześniej. Aktualnie, coraz częściej odnoszę wrażenie, że mało kto zdaje sobie sprawę, jak długotrwały jest proces realizacji tego typu inwestycji.

Dla przykładu, w momencie kiedy dany inwestor w Polsce decyduje się na realizację projektu, który uwzględnia produkcję i wykorzystanie wodoru elektrolitycznego, powinien rozpocząć od przygotowania właściwego biznesplanu. Do tego niezbędne jest przeprowadzenie analiz, które potwierdzą opłacalność projektu i wskażą najbardziej efektywny i opłacalny model realizacji hubu. Konieczne jest rozpoznanie środowiskowe, prawne, planistyczne pod dokumentacje i w końcu opracowanie samej koncepcji z niezbędną dokumentacją projektową, planem zagospodarowania terenu itd. A to jest dopiero etap przygotowawczy, który sam w sobie może trwać od kilku do kilkunastu miesięcy. Następnie, konieczne jest uzyskanie decyzji środowiskowej, co na podstawie średniej dla projektów wodorowych w naszym kraju może trwać ok. 9-10 miesięcy. Musimy tu pamiętać o specyfice projektów wodorowych i fakcie, że w Polsce nie ma jeszcze bezpośrednich regulacji dla wodoru. Kolejne miesiące to uzyskanie decyzji o warunkach zabudowy, uzyskanie pozwolenia zintegrowanego i innych pozwoleń, w tym na budowę. Co więcej, ze względu na stosunkowo niedużą liczbę producentów, czas oczekiwania na dostarczenie elektrolizerów i pozostałych komponentów to nawet 4 lata. Nie wspominając już o samej budowie. Mówiąc w skrócie, decyzja o realizacji inwestycji podjęta w 2024 r. sprawia, że jej zakończenie to najwcześniej 2028 r., a w wielu przypadkach pewnie i później.

Dlatego właśnie powtarzam, że już na tym etapie jako kraj jesteśmy spóźnieni, żeby zdążyć przed momentem wejścia w życie wymogów regulacyjnych. Im szybciej nastąpią decyzje, tym realnie większe szanse mamy, by w tym stanie nie utknąć po 2030 r., gdzie regulacje są bardzo wiążące. Przy czym zaznaczam, że do przyspieszenia inwestycji potrzebne jest ujednolicone prawo wodorowe, a działania w tym zakresie postępują powoli. Myślę też, że w Polsce brakuje polityki informacyjnej dla przedsiębiorstw i samorządów, która pokazałaby jakie zmiany regulacyjne je czekają i do czego będą zmuszeni się dostosować. Społeczeństwu potrzebny jest też dowód, że te projekty działają i to działają dobrze, że są bezpieczne. Dlatego zwiększenie skali i pionierskie rozwiązania, które przetrą szlaki, zmniejszą obawy i udowodnią społeczeństwu zasadność transformacji wodorowej są nam w Polsce bardzo potrzebne. Bez tego trudno będzie o rozwój na szeroką skalę. Takim pionierskim projektem jest m.in. planowana inwestycja osiedla wodorowego w Śremie, na potrzeby której dostarczymy nasz kocioł wodorowo-tlenowy. Kluczowe są także plany zastąpienia paliw kopalnych i wodoru szarego w procesach przemysłowych, hutnictwie, rafineriach, ogrzewnictwie, co deklaruje coraz więcej podmiotów w naszym kraju.

Jak wypadamy na tle Europy?

Gospodarka wodorowa w Europie jest zróżnicowana w zależności od kraju. Najprościej porównać, jak wygląda w nich infrastruktura transportowa, ponieważ jest to najbardziej rozwinięty obecnie obszar dla wodoru. Jeszcze w 2021 r. w Europie łącznie funkcjonowało ok. 200 stacji tankowania. Największym graczem byli i pozostają Niemcy, którzy już wtedy mieli 99 stacji i zapowiadali finansowanie na poziomie 9 mld euro rocznie na ich dalszy rozwój. Nie jest jednak tak, że wszystkie europejskie kraje dawno wyprzedziły nas w tym wyścigu. W większości państw aktualna liczba stacji to kilka do kilkunastu obiektów, ale i one deklarują inwestycje w tym zakresie, co wynika ze strategii wodorowych i rozporządzenia AFIR, które wspiera rozwój stacji tankowania wodoru w ramach europejskiej sieci TEN-T.

Na co warto zwrócić uwagę w Europie to planowane wielkoskalowe projekty realizowane przez konsorcja kilku lub nawet kilkudziesięciu podmiotów. Największym takim projektem jest zintegrowany system wodorowy HyDeal Ambition, który obejmuje obszar Hiszpanii, Francji i Niemiec. Projekt zakłada zainstalowanie 67 GW mocy elektrolizerów, które produkowałyby nawet 3,6 mln t wodoru rocznie, czyli ponad 1/3 celu produkcji w UE. Ciekawy jest również holenderski projekt NortH2, zakładający co najmniej 10 GW mocy elektrolizy i produkcję 1 mln t rocznie po 2040 r., przy czym już do 2027 r. ma osiągnąć zainstalowany 1 GW. Dużo mówi się także o Puertollano Hydrogen Hub – inwestycji rozwijanej przez przedsiębiorstwo Iberdrola, które będzie jedną z największych wytwórni wodoru do celów przemysłowych. Konkretniej, do produkcji zielonego amoniaku. A to tylko niektóre z projektów planowanych w Europie i stale ogłaszane są kolejne.

Jakie są najważniejsze wyzwania i bariery związane z wdrożeniem technologii wodorowych?

Przede wszystkim koszty. O tym aspekcie mówimy całkowicie otwarcie. Myślę jednak, że nikt nie spodziewał się, że na początku budowy rynku, koszt wodoru mógłby odpowiadać cenom paliw konwencjonalnych. Choć prawdą jest, co należy zaznaczyć, że w trakcie kryzysu energetycznego na przełomie 2021-2022 r., ze względu na szybujące ceny gazu i węgla, cena wodoru w wielu zastosowaniach zbliżyła się do nich znacząco. Problem początkowych wyższych kosztów nie dotyczy jednak wyłącznie wodoru. Codzienność pokazuje nam, że każda innowacyjna technologia, zwłaszcza o ograniczonej podaży, wiąże się z określonymi kosztami i nakładami inwestycyjnymi. To normalna kolej rzeczy. Prognozy pokazują, że wraz z dalszym rozwojem technologii wodorowych i OZE, wzrostem popytu i efektem skali, stopniowo dojdziemy do momentu, w którym wodór będzie równie albo i bardziej konkurencyjny niż tradycyjne paliwa czy inne alternatywne źródła energii. Tym bardziej, że rynek wodoru już dziś jest dyktowany regulacyjnie. Dodatkowo, będą na niego kierowane niemałe środki z instrumentów finansowych UE.

W SES Hydrogen Energy na co dzień zajmujemy się analizami i modelowaniem projektów hubów wodorowych. Nasze analizy pokazują, że odpowiedni dobór infrastruktury pozwala na osiągnięcie cen, które już na tym etapie interesują inwestorów. Uważamy też, że kluczowe jest zwiększenie liczby producentów technologii w Europie, a przede wszystkim skupienie na rozwoju polskich technologii, bazujących na polskich patentach. Obszar badawczo-rozwojowy jest w Polsce bardzo silny, jeśli do tego byłby wspierany odpowiednimi dotacjami, inwestorzy nie mieliby do czynienia wyłącznie z koniecznością pozyskiwania technologii od firm zagranicznych. co skracałoby czas realizacji projektów. Dużą barierą jest też wspomniany brak właściwego prawa wodorowego, więc nadal istnieje jakaś obawa, że rozpoczynające się projekty, mogą nie spełniać wymogów prawodawstwa w przyszłości. To duże ryzyko, które spowalnia wielu inwestorów.

Dodatkowym wyzwaniem, które ma ogromne znaczenie, a o którym często się zapomina jest społeczna akceptacja dla wodoru. W powszechnej świadomości nadal funkcjonuje jako paliwo wybuchowe i niebezpieczne, co przekłada się na kwestie implementacji technologii. Jakiś czas temu głośno było o wstrzymaniu pilotażowego projektu osiedla wodorowego w Withby w Wielkiej Brytanii, co było efektem braku konsultacji publicznych pomiędzy rządem a mieszkańcami i narastających w wyniku tego obaw. Widzimy więc, jak ważna jest na dziś dzień edukacja społeczeństwa w temacie wodoru i bezpieczeństwa oraz rozmowy i konsultacje. Na to również chcemy uczulać inwestorów planujących swoje przedsięwzięcia.

Jakie technologie rozwija SES Hydrogen Energy?

W SES Hydrogen Energy rozwijamy technologie elektrolizerów alkalicznego (AWE) oraz z membraną anionowymienną (AEM), jak również bezemisyjnego kotła wodorowo-tlenowego. Bazujemy na patentach wypracowanych w polskiej Grupie Kapitałowej Sescom, do której należymy. Nasze technologie będą wykorzystane m.in. w projektach infrastrukturalnych w postaci wspomnianych hubów wodorowych, czyli ekosystemów, które obejmują produkcję odnawialnego wodoru elektrolitycznego z OZE, jego magazynowanie, dystrybucję lub eksploatację na cele energetyczne, przemysłowe czy grzewcze. Aktualnie, tylko kilku producentów na świecie rozwija technologię elektrolizerów AEM, która jest technologią młodą, łączącą w sobie zalety zarówno technologii alkalicznej, jak i PEM. Naszym celem jest, by zarówno one, jak i sprawdzona technologia alkaliczna w jak najwyższym stopniu współpracowały z OZE, zwiększając wydajność i efektywność instalacji.

Testowany niedawno przez Was kocioł wodorowo-tlenowy będzie „gamechangerem” dla ciepłownictwa?

Wykorzystanie wodoru i czystego tlenu eliminuje nie tylko problem emisji CO2, ale i pozostałych zanieczyszczeń takich jak związki NOx, SOx oraz pyły

Taki jest nasz cel. Tym, co wyróżnia nasz kocioł spośród innych wodorowych urządzeń grzewczych jest fakt, że wykorzystuje on w procesie spalania wyłącznie czysty wodór i czysty tlen oraz specjalnie projektowany system zamknięty. Rozwijane urządzenie o mocy 0,5 MW z potencjałem skalowania jest kierowane do zastosowań w energetyce systemowej, ogrzewnictwie przemysłowym, komercyjnym i budownictwie mieszkaniowym. Jest to innowacja na rynku, gdzie aktualnie mamy do czynienia przede wszystkim z kotłami w formule H2Ready, które pracują na mieszaninie wodoru z gazem ziemnym oraz kotłami 100% wodoru, ale do zastosowań małej skali w ogrzewnictwie jednorodzinnym.

Wykorzystanie wodoru i czystego tlenu eliminuje nie tylko problem emisji CO2, ale i pozostałych zanieczyszczeń takich jak związki NOx, SOx oraz pyły, generując tym samym ciepło pozbawione emisji. Jedynymi produktami spalania są energia i woda/para. Oznacza to, że nasz kocioł zapewni przedsiębiorstwom spełnienie regulacji klimatycznych nie w krótkiej perspektywie na zasadzie stopniowego ograniczania niektórych zanieczyszczeń, ale w horyzoncie długoterminowym, dzięki ich całkowitej eliminacji już na samym początku. Jest odpowiedzią na brak długoterminowych strategii modernizacji polskiego ciepłownictwa i budynków, które jak wiemy w dużej mierze opierają się na stosowaniu chwilowych środków ograniczania emisji, które za jakiś czas przestaną być skuteczne w świetle wzmocnionych regulacji i rosnących cen uprawnień EU-ETS.

Czego brakuje do pełnego, komercyjnego wdrożenia tego projektu?

Jak Pan wspomniał, na początku sierpnia tego roku zakończyliśmy wstępne podsumowanie testów funkcjonalnych kotła w warunkach kontrolowanych, które odwzorowują warunki rzeczywiste pracy instalacji. Testy umożliwiły nam zbadanie palnika oraz warunków pracy w komorze spalania. Potwierdziły założenia konstrukcyjne, prawidłowość i bezpieczeństwo pracy urządzenia. Do jego komercyjnego wdrożenia, które planujemy na przełomie 2024/2025 r. czekają nas dalsze badania i certyfikacja. Aktualnie prowadzimy szczegółowe prace analityczne nad uzyskanymi wynikami. Planujemy również dalsze testy na otwartej komorze, a w końcu przejście do prowadzenia kluczowych badań w zamkniętym obiegu wtórnym. Te, umożliwią nam udoskonalenie jednostki testowej i optymalizację funkcji kotła. Tak jak zaznaczaliśmy, równocześnie przygotowujemy się do rozpoczęcia procesu certyfikacji.

Czy ogrzewanie wodorem będzie opłacalne?

Pytanie o opłacalność urządzenia pojawiało się najczęściej po informacji o przeprowadzonych testach. Nie dziwi nas to. Troska o klimat to zagadnienie ważne, ale pamiętamy, że dla każdego przedsiębiorstwa, inwestora czy końcowego odbiorcy ciepła na końcu zawsze liczy się chłodny rachunek ekonomiczny. Tak jak zaznaczałem, na ten moment koszt wytworzenia wodoru, a co za tym idzie cena ciepła jest wyższa niż w przypadku paliw konwencjonalnych – węgla czy gazu. Jednak, kiedy ponownie przyjrzymy się temu, co działo się na rynku energii jeszcze w zeszłym roku, taka sytuacja nie jest niczym pewnym, a wahania cen paliw dalej mogą wpływać na nagły i dynamiczny wzrost cen ciepła i energii oraz destabilizację sektora, który nie będzie na to przygotowany. Nie mamy w Polsce wystarczających zasobów, dlatego każdorazowo będziemy uzależnieni od tego, co dzieje się na rynku międzynarodowym, sytuacji geopolitycznej i dostawców. Nie pomijajmy też wpływu regulacji na dalszy wzrost cen ciepła. Jedną z przyczyn będą zmiany w systemie EU-ETS, a więc stopniowe wycofywanie puli dostępnych uprawnień. Pamietajmy tu, że jeszcze na początku tego roku ich cena po raz pierwszy w historii przekroczyła 100 EUR za tonę, a w 2024 r. ma to być wspomniane 150 EUR. Gdy porównamy to z cenami sprzed kilku lat, które wynosiły kilka do kilkunastu euro zrozumiemy z jak dużą skalą zmian będziemy mieć do czynienia.

Jeśli chodzi o kocioł i koszty, naszym celem w SES Hydrogen Energy jest opracowywanie takich struktur hubów, które umożliwią produkcję ciepła po jak najbardziej korzystnej cenie. Nasz zespół analityków każdorazowo modeluje tego typu inwestycje. Z ich analiz wynika, że aktualnie dla hubu, który ma odpowiednio skonfigurowaną strukturę zasilania i jest w stanie zapewnić produkcję w miesiącach najwyższego zużycia, cena wodoru to ok. 20 zł na kg, a więc ok. 150 zł za GJ ciepła. W zależności od skali dofinansowania możliwe jest zejście z ceny – średnio do ok. 16 zł na kg. Docelowo, koszty te będą stopniowo maleć. Przy tym pamiętajmy też, że dostajemy tu stabilną cenę ciepła, która nie jest tak zależna od zmiennej sytuacji rynkowej i regulacji. To są przewagi i bezpieczeństwo, które zagwarantuje modernizacja i zagwarantuje wodór, a o których już dziś musimy więcej mówić, bo często jest to zwyczajnie pomijane. Mamy nawyk myślenia o najbliższej przyszłości, nie w szerszym kontekście długotrwałych zmian.

Jakie inne projekty rozwijacie równolegle?

Poza rozwojem naszych technologii skupiamy się na aktywności w obszarze analityki, doradztwa strategicznego i projektowym. Pomysł utworzenia wewnętrznego zespołu analityków i biura projektowego wyniknął z obserwowanego przez nas zapotrzebowania i luki dla tego typu usług w Polsce w niszy jaką jest na ten moment wodór. Aktualnie, jesteśmy jednym z zaledwie kilku podmiotów w kraju, który opracowuje koncepcje projektów inwestycyjnych w obszarze wodoru, dodatkowo poprzedzone wstępnymi i pogłębionymi analizami opłacalności przedsięwzięć.

Pozwala nam to wspierać naszych partnerów od wczesnych etapów planowania inwestycji, aby od początku dostarczać im pełną wiedzę o potencjale, zakresie i kosztach oraz modelować infrastrukturę w jak najbardziej efektywny i korzystny dla nich sposób. Następnie, opracowujemy dokumentacje inwestycyjne, a docelowo będziemy dostarczać i integrować nasze technologie. Taki model dobrze się sprawdza, ponieważ pozwala na wykonanie większości zadań w jednym podmiocie, skracając czas realizacji i obniżając koszty. Naszym celem jest dalsze rozszerzanie zasobów w tych obszarach, żeby dostosować się do zapotrzebowania w kolejnych latach.

W jaki sposób będzie funkcjonowało wodorowe osiedle w Śremie?

Osiedle wodorowe to bardzo innowacyjny projekt, pierwszy taki realizowany w Polsce. Tym bardziej cieszy nas współpraca ze Śremskim Towarzystwem Budownictwa Społecznego oraz Miastem i Gminą Śrem. W jej ramach dostarczymy naszą technologię kotła wodorowo-tlenowego na potrzeby ogrzewania nowych mieszkań. Jeśli chodzi o sam projekt to przewiduje budowę 195 mieszkań o różnym metrażu przy ulicy Farnej w Śremie oraz lokalnej kotłowni, co pozwoli na zrównoważone wykorzystanie terenów miejskich, obecnie będących nieużytkami. Wytwarzanie wodoru i tlenu do zasilania kotła będzie się odbywać na drodze elektrolizy wody z wykorzystaniem energii elektrycznej, która będzie pochodzić z instalacji fotowoltaicznych zainstalowanych na terenie inwestycji. Planowo projekt ma ruszyć w 2025 r.

Jakie cele wyznaczacie sobie na najbliższe lata?

W najbliższych latach koncentrujemy się na osiągnięciu celów rozwojowych i zakładanych kamieni milowych w postaci doprowadzenia projektu kotła wodorowego o mocy 0,5 MW do wersji produkcyjnej do końca I półrocza 2024 r., budowy prototypu elektrolizera AEM i alkalicznego o mocach 10 i 50 kW oraz rozpoczęciu przygotowania linii produkcyjnej. To nasze główne cele technologiczne. Poza nimi skupimy się oczywiście na rozwoju portfolio projektów infrastrukturalnych. Chcemy być gotowi na moment, w którym dzięki prawodawstwu i planowanym instrumentom finansowym, inwestycje w naszym kraju nabiorą rozpędu.