Zielona stal w 2026 roku: redukcja rudy wodorem i piece łukowe na energii z OZE
„Zielona stal” to zestaw technologii, które zastępują węgiel w hutnictwie energią elektryczną i niskoemisyjnym wodorem. W 2026 roku najważniejszą ścieżką jest bezpośrednia redukcja rudy żelaza wodorem (DRI), a następnie wytop i rafinacja w piecach łukowych (EAF) zasilanych energią z OZE — pod warunkiem, że prąd i wodór są realnie niskoemisyjne oraz dostępne w skali przemysłowej.
Redukcja bezpośrednia wodorem: co zmienia się w etapie wytwarzania żelaza
W klasycznym wielkim piecu koks dostarcza jednocześnie ciepło i tlenek węgla, który „odbiera” tlen rudzie żelaza. W podejściu wodorowym role te są rozdzielone: w reaktorze szybowym wodór reaguje z tlenkami żelaza, w wyniku czego powstaje metaliczne żelazo (tzw. gąbka żelazna) oraz para wodna.
Sama chemia procesu jest znana, ale w praktyce liczy się stabilność: stałe parametry temperatury, przepływu i czystości wodoru, a także równomierna redukcja w całym przekroju złoża. Przy dużej skali ryzykiem są m.in. zlepianie się wsadu, lokalne przegrzewanie oraz spadek jednorodności metalizacji.
W 2026 roku coraz wyraźniej widać, że jakość surowca ma większe znaczenie niż w wielu tradycyjnych schematach. Pelety do DRI muszą spełniać restrykcyjne wymagania dotyczące wytrzymałości, składu i zanieczyszczeń, bo każdy „nadmiar” skały płonnej czy niepożądanych pierwiastków pogarsza bilans energii i utrudnia kontrolę jakości końcowej stali.
Dostawy i magazynowanie wodoru: dlaczego logistyka decyduje o skali
Proces DRI wymaga ciągłego, przewidywalnego strumienia gazu, a produkcja wodoru z elektrolizy jest wrażliwa na dostępność i cenę energii. Dlatego magazynowanie wodoru oraz elastyczne kontrakty na prąd przestają być dodatkiem — stają się warunkiem stabilnej pracy instalacji redukcyjnej.
W praktyce wiele projektów uruchamia się etapami: na początku z domieszką gazu ziemnego lub z niższym udziałem wodoru, a następnie zwiększa udział H2 wraz z rozbudową elektrolizerów i przyłączy sieciowych. Taki model obniża ryzyko rozruchu, ale komplikuje rozliczanie emisji i wymaga przejrzystej komunikacji parametrów produktu w okresie ramp-up.
Dla odbiorców stali w 2026 roku kluczowe są trzy pytania: jaki jest rzeczywisty miks paliw w redukcji, z jakich źródeł pochodzi energia elektryczna do wodoru oraz w jaki sposób potwierdzono ślad węglowy na tonę wyrobu. Bez tych danych hasło „zielona stal” bywa zbyt ogólne, by podejmować decyzje zakupowe.
Piec łukowy na energii z OZE: wytop, rafinacja i wymagania jakościowe
Piec łukowy (EAF) topi wsad metaliczny energią elektryczną. Tradycyjnie jest to głównie złom, natomiast w ścieżce wodorowej często stosuje się mieszankę złomu i DRI/HBI, aby ograniczyć zanieczyszczenia resztkowe i lepiej kontrolować skład chemiczny stali.
Zasilanie EAF energią z OZE to nie tylko kwestia „zielonego” bilansu — to także wyzwanie systemowe. Piece łukowe generują duże, zmienne obciążenia, więc huta potrzebuje solidnego przyłącza, stabilnej infrastruktury sieciowej oraz rozwiązań ograniczających ryzyko przerw i skoków kosztów energii.
W 2026 roku wiarygodne projekty traktują prąd jak surowiec strategiczny: zawierają długoterminowe umowy na dostawy energii, planują modernizacje sieci i optymalizują pracę pieców tak, by minimalizować koszty szczytowe. Bez tego przewaga klimatyczna może nie przełożyć się na przewagę ekonomiczną.
Co w praktyce znaczy „zasilane OZE” i jak to weryfikować
Określenie „na OZE” ma sens wtedy, gdy sposób zakupu energii odzwierciedla realne dostawy w czasie, a nie wyłącznie certyfikaty. Coraz częściej znaczenie mają: długoterminowe kontrakty PPA, podejście do bilansowania godzinowego oraz przejrzyste reguły przypisywania emisji do partii produkcyjnych.
W Europie rośnie presja na dokumentowanie śladu węglowego produktów, co przekłada się na oczekiwania klientów wobec deklaracji środowiskowych i audytów. Huta powinna jasno opisać zakres obliczeń (np. granice łańcucha dostaw), metodologię oraz sposób postępowania w okresie przejściowym, gdy instalacje dopiero zwiększają udział wodoru i OZE.
Nawet przy „zielonym” prądzie pozostają emisje i ryzyka pośrednie: elektrody, stopy, wapno, transport czy produkcja peletów. Dlatego w 2026 roku coraz ważniejsza jest kompletność danych — nie tylko pojedyncza liczba redukcji CO₂, ale też informacja, co dokładnie wchodzi w jej skład.
Rzeczywistość przemysłowa w 2026 roku: postęp projektów i główne ograniczenia rozwoju
W 2026 roku Europa jest w fazie przejścia od pilotaży do pierwszych dużych mocy, ale tempo rozwoju nadal wyznaczają infrastruktura i dostępność energii. Projekty łączące elektrolizę, DRI i EAF pokazują, że technologia działa, jednak uruchomienia w pełnej skali wymagają jednoczesnego „domknięcia” wielu elementów: sieci, wodoru, surowców i finansowania.
Harmonogramy rozbudowy są silnie zależne od pozwoleń, dostaw kluczowych urządzeń, modernizacji przesyłu oraz warunków rynkowych energii. W efekcie produkcja w pierwszych latach bywa stopniowana, a parametry „zieloności” produktu mogą się zmieniać wraz z rosnącym udziałem wodoru i OZE w całym systemie.
Największym ograniczeniem pozostaje dostęp do taniej, stabilnej energii niskoemisyjnej w dużych wolumenach. Ścieżka H2-DRI + EAF jest w istocie ścieżką elektryfikacji, więc jej przewaga klimatyczna zależy od tego, czy dodatkowy popyt nie będzie pokrywany energią wysokoemisyjną na marginesie systemu.
Jak oceniać deklaracje „zielonej stali” bez uproszczeń
Po pierwsze, warto wymagać jasności technologicznej: redukcja wodorem i wytop w EAF to inny proces niż częściowa zamiana paliw w wielkim piecu. Różne trasy produkcji dają różne profile emisji, inne ryzyka jakościowe oraz inne potrzeby infrastrukturalne.
Po drugie, liczby powinny mieć kontekst. Redukcje wyrażane w procentach zwykle odnoszą się do porównania z klasycznym wielkim piecem i zakładają niskoemisyjny prąd oraz wodór. Bez metodologii (zakresu, danych wejściowych, sposobu alokacji) ta sama liczba może oznaczać zupełnie różne poziomy faktycznych emisji.
Po trzecie, liczy się realność oferty handlowej: wolumeny w okresie rozruchu, zasady certyfikacji, oraz to, jak producent opisuje etap przejściowy. W 2026 roku dojrzałe podejście oznacza transparentność — także wtedy, gdy produkt dopiero dochodzi do docelowych parametrów niskoemisyjnych.
