Mặc dù các dự án thí điểm được chính phủ hỗ trợ đang khám phá hydro lỏng, amoniac và methylcyclohexane làm chất mang H2, ngành công nghiệp vẫn chưa thống nhất về lựa chọn nào sẽ hiệu quả nhất về mặt chi phí.
Nhật Bản thường được quảng cáo là một trong những thị trường trọng điểm về nhu cầu hydro, với việc chính phủ đặt mục tiêu tăng nguồn cung H 2 gấp 10 lần từ 2 triệu tấn hiện nay lên 20 triệu tấn vào năm 2050.
Và việc quốc gia này hiện nay tập trung vào cường độ carbon thay vì nguồn hydro, trái ngược với các yêu cầu nghiêm ngặt của EU đối với H2 tái tạo , đã khiến nhiều nhà phát triển coi nhập khẩu từ Nhật Bản như một con đường dễ dàng hơn để tiêu thụ.
Nhưng tại sao lại có sự thúc đẩy về hydro?
Ko Sakata, nhà nghiên cứu cấp cao tại Viện Năng lượng Ứng dụng Nhật Bản, phát biểu tại hội nghị Kết nối Hydro Xanh Nhật Bản vào tuần trước tại Tokyo: “Việc khử cacbon của Nhật Bản được chấp nhận, nhưng vấn đề là ‘làm thế nào’ mới là vấn đề”. “Hệ thống năng lượng tối ưu của một xã hội ít carbon phải dành cho năng lượng sơ cấp, năng lượng tái tạo, nhiên liệu hóa thạch cộng với CCS và hạt nhân,”
Tuy nhiên, “các địa điểm tốt hoặc địa điểm kinh tế cho năng lượng tái tạo và CCS không có ở Nhật Bản”, ông nói và cho biết thêm rằng các địa điểm tốt hơn về cả nguồn lực và chi phí có thể được tìm thấy ở bên ngoài đất nước.
Sakata cho biết: “Sản xuất điện hạt nhân là một vấn đề ở Nhật Bản”, đồng thời lưu ý rằng hệ thống năng lượng theo mô hình của Viện Năng lượng Ứng dụng để đất nước đạt được mức trung hòa carbon vào năm 2050 giả định rằng không có nhà máy điện hạt nhân mới nào được xây dựng mới.
Nhật Bản đã bắt đầu khởi động lại các nhà máy điện hạt nhân bị đóng cửa để ứng phó với thảm họa Fukushima Daiichi năm 2011 nhưng chỉ có 12 trong số 54 lò phản ứng hoạt động trở lại, trong đó hơn một nửa đã ngừng hoạt động.
Và mặc dù chính phủ đã thông qua dự luật kéo dài thời gian hoạt động của nhà máy điện hạt nhân lên hơn 60 năm và cũng đặt mục tiêu 20-22% tổng năng lượng của Nhật Bản là từ hạt nhân vào năm 2030, các lò phản ứng mới dự kiến sẽ khó lắp đặt hơn do vốn đầu tư cao, tiêu chuẩn an toàn chặt chẽ hơn và một số phản đối liên tục của công chúng.
Trong khi đó, ước tính của mô hình về việc Nhật Bản sẽ thu giữ và lưu trữ 200 triệu tấn CO 2 mỗi năm vào giữa thế kỷ này được Sakata nhấn mạnh là có khả năng “hơi lạc quan”, do thiếu các địa điểm rõ ràng trong nước hoặc các nước láng giềng để cô lập trên quy mô này.
Do đó, Viện Năng lượng Ứng dụng đặt tỷ lệ hydro sạch trong nguồn cung cấp năng lượng sơ cấp ở mức 13% vào năm 2050. Mô hình này cũng dự đoán khí đốt tự nhiên là nguồn năng lượng sơ cấp lớn nhất, mặc dù có sự gia tăng gió, mặt trời và sinh khối trong hỗn hợp.
Tuy nhiên, đầu năm nay, công ty nghiên cứu BloombergNEF (BNEF) đã đưa ra một phân tích cho rằng dựa trên mô hình hệ thống năng lượng chi phí thấp nhất, gió và mặt trời trong nước vẫn có thể chiếm 62% sản lượng điện vào năm 2050, chỉ với 7 triệu tấn H2 cần thiết để đất nước đạt mức ròng bằng 0 vào năm 2050.
Quốc gia nhập khẩu
Theo Sakata, lý do lớn cho sự thúc đẩy phát triển hydro này là tính kinh tế của việc vận chuyển năng lượng sạch từ nước ngoài - nơi có thể sản xuất với giá rẻ hơn - vào Nhật Bản.
Ở khoảng cách 4.000km hoặc ít hơn, chẳng hạn như giữa Thượng Hải và Nhật Bản, Sakata dự đoán rằng cáp điện một chiều điện áp cao dưới biển sẽ là cách “tiết kiệm” hơn để truyền tải năng lượng tái tạo so với việc nhập khẩu hydro dưới dạng chất lỏng hoặc qua các phương tiện vận chuyển như toluen.
Nhưng ở khoảng cách hơn 4.000 km từ Nhật Bản, bao gồm các trung tâm cung cấp tiềm năng ở Chile hoặc Vịnh Ả Rập, việc vận chuyển điện tái tạo dưới dạng H 2 xanh có chi phí thấp hơn so với cáp trực tiếp chạy một khoảng cách tương tự, chẳng hạn như từ California, theo số liệu của Sakata, mặc dù ông không cung cấp thêm chi tiết về cách tính toán những khoản này.
Nhà phân tích và nhà đầu tư Michael Liebreich, trong bản cập nhật cho Hydrogen Ladder của mình tuần này, đã đưa ra đề xuất tương tự. “Miễn là quốc gia nguồn nằm trong phạm vi cáp và đường ống” khoảng 5.000 km, thì việc truyền tải điện tái tạo qua HVDC [dòng điện một chiều điện áp cao] “dễ dàng đánh bại tính kinh tế toàn hệ thống của việc nhập khẩu điện bằng cách biến nó thành hydro, đưa nó vào trong một đường ống hydro và sau đó tái tạo năng lượng”, ông nói.
Ngay cả ở khoảng cách xa hơn 5.000 km, “tính kinh tế của việc sản xuất [hydro] và sau đó biến nó thành điện năng tại điểm đến còn tệ hơn bất kỳ hình thức sản xuất điện sạch nào tại địa phương trên thực tế, ngay cả khi nó tạo ra yêu cầu về việc lưu trữ trong thời gian dài” Liebreich lập luận, mặc dù ông dự đoán rằng hydro cuối cùng có thể được nhập khẩu cho các mục đích khác ngoài sản xuất điện, chẳng hạn như lọc dầu hoặc làm nguyên liệu cho hóa chất, thay vì sản xuất trong nước.
Sakata cũng lưu ý rằng tỷ lệ chính xác giữa nhập khẩu hydro so với sản xuất trong nước “hiện tại… không rõ ràng”.
“Ngay cả bây giờ, chúng tôi vẫn đang thảo luận về lượng hydro nên được vận chuyển từ nước ngoài… vào năm 2050. Nó phụ thuộc vào năng lực trong nước và năng lực vận chuyển quốc tế. Vì vậy hiện tại chúng tôi chưa có ý kiến rõ ràng.”
Phân tích của cơ quan báo cáo giá S&P Global Commodity Insights cho thấy “giới hạn trên về khả năng sản xuất hydro của Nhật Bản do nguồn năng lượng hạn chế của nước này có thể là 20-30%”, theo Mendo Kundevski, giám đốc chuyển đổi năng lượng của công ty.
Tuy nhiên, Sakata thừa nhận rằng hầu hết công nghệ vận chuyển, lưu trữ và sử dụng hydro, chẳng hạn như sản xuất thép xanh hoặc làm nhiên liệu cho tàu thủy và đầu máy xe lửa, vẫn chưa đủ trưởng thành để đưa vào quy mô thương mại.
“Mặc dù phần lớn mức giảm phát thải CO 2 cần thiết vào năm 2030 có thể đạt được bằng… các công nghệ hiện tại, nhưng con đường đến năm 2050 phụ thuộc vào những công nghệ chưa sẵn sàng để áp dụng rộng rãi. Và chúng phải sẵn sàng trong thập kỷ này, đặc biệt là trong các lĩnh vực khó khử cacbon, [chẳng hạn như] công nghiệp nặng và vận tải đường dài.”
Chính phủ Nhật Bản đã hỗ trợ các dự án trong nỗ lực xác định con đường tốt nhất để nhập khẩu H 2 , tuy nhiên ngành này vẫn chưa tiến gần hơn đến việc đạt được sự đồng thuận về nhà vận chuyển nào hợp lý nhất.
“Tính đến hôm nay, có ba cách vận chuyển, đó là hydro lỏng, amoniac và [methylcyclohexane (MCH)],” Yoshiaki Yokota, Giám đốc điều hành nhóm cơ sở hạ tầng và năng lượng của tập đoàn Marubeni cho biết trên một bảng điều khiển riêng. “Nhưng ba cách này Về vận chuyển, mỗi chiều còn có vấn đề, kỹ thuật và kinh tế.”
Marubeni là đối tác của dự án CQ-H 2 tại Úc, ban đầu được triển khai với mục đích xuất khẩu hydro tái tạo dưới dạng chất lỏng sang Nhật Bản. Tuy nhiên, quyết định cuối cùng về việc liệu tập đoàn có đi theo con đường này hay không “phụ thuộc vào việc phát triển tàu hydro lỏng… của Kawasaki Heavy Industries”, cũng như “sự sẵn có [của tàu] và sự cân bằng chi phí”, Yokota cho biết.
Trong khi đó, Samir Serhan, giám đốc điều hành của Air Products lập luận rằng nền kinh tế hiện đang hỗ trợ amoniac, ngay cả khi phải trả thêm chi phí để chuyển đổi nó trở lại thành H2 .
“Chúng tôi là công ty hàng đầu thế giới trong lĩnh vực vận chuyển hydro lỏng và heli lỏng, vì vậy chúng tôi thực sự hiểu rõ hoạt động kinh doanh đó. Nhưng khi chúng tôi quyết định làm Neom, [dựa trên] về mặt kinh tế, chúng tôi đã quyết định chuyển hydro thành amoniac rồi chuyển đổi nó thành hydro khi cần thiết,” ông nói và nói thêm rằng nếu có thể “đạt đến điểm mà bạn có thể có thể vận chuyển hydro lỏng với khối lượng lớn, tiết kiệm, đó sẽ là con đường để đi, theo quan điểm của chúng tôi”.
Toshiyuki Tanigaki, Giám đốc điều hành Nhật Bản của công ty năng lượng Pháp EDF cho biết: “Nếu chúng tôi cố gắng vận chuyển dưới dạng hydro, tất nhiên [có] các vấn đề về an toàn và cả các vấn đề về công nghệ, thì nó ở đó”. vận chuyển ở dạng amoniac”.
“Là một nhà lọc dầu, chúng tôi đang xem xét MCH. Điều này đặc biệt là vì chúng tôi có thể sử dụng các cơ sở hiện có bao gồm xe tăng và tàu để vận chuyển và lưu trữ MCH”, Hideaki Tanaka, tổng giám đốc hydro tại công ty dầu khí Nhật Bản ENEOS cho biết.
Ông nói thêm rằng chất mang có thể được bảo quản ở nhiệt độ môi trường xung quanh và áp suất khí quyển.
Tuy nhiên, Tanaka cũng cảnh báo rằng các hướng dẫn hiện hành của Nhật Bản về hydro sạch – yêu cầu cường độ carbon là 3,4kg CO2 trên mỗi kg H 2 – chỉ đề cập đến mức độ phát thải tốt, không chắc chắn về cách tính lượng khí thải “ngoài cổng”.
Ông lưu ý rằng MCH cần được khử hydro khi đến Nhật Bản, điều này sẽ làm tăng cường độ carbon, “nếu hướng dẫn rất nghiêm ngặt, chúng ta cần xem xét điều gì đó như sử dụng hydro xanh làm nguồn năng lượng”.
Tuy nhiên, không rõ ý của ông là sử dụng một lượng H 2 để cung cấp năng lượng cho quá trình khử hydro hay ưu tiên nhập khẩu hydro tái tạo - về mặt lý thuyết có cường độ carbon bằng 0.
