Mục tiêu "Phát thải gần bằng 0" của Nhật Bản vào năm 2040 đối với Nhiệt điện có thực tế không? Kiểm tra chi phí và tính khả thi của Hydro, Amoniac và CCS
Toshikazu Ishihara, Nghiên cứu viên cao cấp, Viện Năng lượng tái tạo / Yuri Okubo, Chiến lược gia cao cấp về cam kết khí hậu, Viện Năng lượng tái tạo
(Đây là bản dịch tiếng Anh của bản tóm tắt bài báo tiếng Nhật, ban đầu được xuất bản vào ngày 22 tháng 5 năm 2025. Vui lòng tham khảo phiên bản tiếng Nhật để biết biểu đồ và số liệu.)
1. Giới thiệu — NDC của Nhật Bản giả định Phát thải gần bằng 0 từ Nhiệt điện
Vào tháng 2 năm 2025, chính phủ Nhật Bản đã sửa đổi Kế hoạch đối phó với tình trạng nóng lên toàn cầu, đặt ra các mục tiêu mới về giảm khí nhà kính: cắt giảm 60% so với mức năm 2013 vào năm 2035 và 73% vào năm 2040. Kế hoạch năng lượng chiến lược lần thứ 7 được công bố đồng thời dự đoán rằng đến năm 2040, hỗn hợp năng lượng sẽ bao gồm 40–50% năng lượng tái tạo, 20% năng lượng hạt nhân và 30–40% năng lượng nhiệt.
Tiền đề chính của các kế hoạch này là lượng khí thải CO₂ từ năng lượng nhiệt cần phải gần bằng 0 vào năm 2040 thông qua việc sử dụng hydro hoặc amoniac làm nhiên liệu và thu giữ và lưu trữ carbon (CCS). Các công nghệ này dự kiến sẽ giảm lượng khí thải CO₂ 0,08 ～ 0,20 kg/kWh, giảm mạnh so với mức khoảng 0,8 kg/kWh mà các nhà máy điện than hiện nay thải ra. Tuy nhiên, mức giảm này phụ thuộc vào các công nghệ vẫn chưa được thiết lập.
Chi phí là một mối quan tâm lớn khác. Khi lập Kế hoạch năng lượng, Bộ Kinh tế, Thương mại và Công nghiệp (METI) đã tính toán chi phí điện bình quân (LCOE) bằng cách sử dụng các nhà máy mô hình thông qua "Nhóm công tác xác minh chi phí" (xem Hình 1 trên trang web tiếng Nhật). Vì kết quả LCOE dễ bị ảnh hưởng bởi các giả định nên tính hợp lệ của các giả định đó là rất quan trọng.
Một báo cáo riêng của Viện Năng lượng tái tạo lưu ý rằng Nhóm công tác có thể đã đánh giá thấp chi phí và rủi ro của năng lượng hạt nhân trong khi lại đánh giá quá cao chi phí tương lai của năng lượng tái tạo1. Ngay cả dựa trên ước tính của chính phủ, điện được tạo ra từ hydro (29,9 yên/kWh) và than được trang bị CCS (27,7 yên/kWh) đắt hơn từ 2 đến 3 lần so với điện mặt trời hoặc điện gió. Hơn nữa, ngay cả những con số chi phí này cũng có thể bị đánh giá thấp.
Bài viết này xem xét tính khả thi và các giả định về chi phí đằng sau các công nghệ hydro, amoniac và CCS.
(Để biết thông tin chi tiết đầy đủ, vui lòng tham khảo văn bản tiếng Nhật gốc. Đây là bản tóm tắt.)
2. Đánh giá chi phí của điện nhiệt dựa trên hydro và amoniac
Ước tính chi phí của chính phủ đối với việc sản xuất điện hydro và amoniac không phản ánh đầy đủ mức tăng thực tế về chi phí vốn và chi phí vận hành liên quan đến việc triển khai chúng. METI cho rằng chi phí vốn và O&M đối với việc sản xuất điện chỉ bằng hydro có thể được mô hình hóa bằng cách sử dụng dữ liệu nhà máy điện LNG và chi phí cho việc đốt chung với amoniac bằng cách sử dụng dữ liệu nhà máy điện than2. Tuy nhiên, việc triển khai thực tế đòi hỏi các hệ thống đốt chuyên dụng, cơ sở lưu trữ và cơ sở hạ tầng cung cấp, và các chi phí bổ sung để lắp đặt và bảo trì những hệ thống này vẫn chưa được tính đến.
2.1. Chi phí sản xuất điện amoniac
Những mối quan tâm chính bao gồm:
Thiết bị và chi phí vận hành bị ước tính thấp
Một dự án trình diễn (nhà máy điện Hekinan của JERA) yêu cầu thay thế 48 đầu đốt để đạt được 20% đồng đốt amoniac trong một nhà máy điện. Việc xây dựng bốn bể chứa và 4 km đường ống đang được tiến hành cho dự án đồng đốt trong tương lai.
Do amoniac có độc tính, tính ăn mòn và dễ cháy, nên việc theo dõi rò rỉ và các biện pháp an toàn là rất cần thiết.
BloombergNEF ước tính rằng ngay cả khi đồng đốt 20% cũng dẫn đến chi phí vốn cao hơn 11% và chi phí vận hành và bảo dưỡng cao hơn 10%3.
Hiệu suất thấp hơn và chi phí nhiên liệu cao hơn
Amoniac có giá trị nhiệt thấp hơn than. BloombergNEF ước tính hiệu suất giảm 12% ở mức đồng đốt 20%.
Tuy nhiên, chính phủ cho rằng hiệu suất không đổi (43,3% đối với than, 57% đối với LNG)4.
Hiệu suất thấp hơn dẫn đến mức tiêu thụ nhiên liệu tăng và chi phí vận hành cao hơn.
Lượng khí thải GHG (N₂O) không được tính đến và Chi phí giảm thiểu
Quá trình đốt amoniac thải ra N₂O ở mức 800–1500 ppm, một loại khí có tiềm năng làm nóng toàn cầu gấp 273 lần CO₂.
Theo thuật ngữ tương đương CO₂, lượng khí thải này cao hơn từ 1,5 đến 3 lần so với lượng khí thải từ đốt than.
Chi phí cho các biện pháp giảm thiểu (ví dụ: công nghệ ngăn chặn, thiết bị thu hồi) không được đưa vào ước tính của chính phủ.
2.2. Chi phí sản xuất điện bằng hydro
Các ước tính của chính phủ cho rằng các nhà máy hydro có thể chia sẻ các thông số kỹ thuật giống như các cơ sở LNG, bỏ qua những khác biệt quan trọng về mặt kỹ thuật và kinh tế.
Những mối quan tâm chính bao gồm:
Chi phí thiết bị bị ước tính thấp
Mật độ năng lượng của hydro chỉ bằng khoảng một phần ba so với LNG, đòi hỏi cơ sở hạ tầng lớn hơn để cung cấp năng lượng tương đương.
Hydro lỏng phải được lưu trữ ở nhiệt độ −253°C, thấp hơn nhiều so với nhiệt độ −162°C của LNG, đòi hỏi thiết bị chuyên dụng như cần cẩu và bồn chứa đông lạnh.
Những điều này không được đề cập trong các ước tính hiện tại và được METI thừa nhận là những lĩnh vực vẫn cần phát triển kỹ thuật.
Giảm chi phí không chắc chắn trong cơ sở hạ tầng cung cấp hydro
Hiện tại, khoảng 90% chi phí hydro đến từ các hoạt động liên quan đến vận tải (hóa lỏng, vận chuyển, v.v.).
Chính phủ
đặt mục tiêu cắt giảm chi phí xuống còn 30 yên/Nm³ vào năm 2030, với giả định triển khai 160.000 m³ tàu chở hydro.
Tuy nhiên, sau khi dự án hydro sử dụng than nâu của Úc bị hủy bỏ vào năm 20245, các kế hoạch đã chuyển sang các tàu nhỏ hơn 40.000 m³6, làm giảm kỳ vọng về quy mô kinh tế của chính phủ. Điều này làm suy yếu các giả định trước đó về việc tiết kiệm chi phí lớn thông qua vận chuyển quy mô lớn.
Các ước tính về chi phí hydro của chính phủ đánh giá thấp ① tính độc đáo và chi phí của thiết bị phát điện, ② cơ sở hạ tầng cần thiết cho vận chuyển và lưu trữ cực lạnh, ③ sự không chắc chắn trong việc đạt được hiệu quả vận chuyển và ④ tính dễ bị tổn thương của chuỗi cung ứng quốc tế.
3. Chi phí sản xuất điện nhiệt được trang bị CCS
Các ước tính của chính phủ cho năm 2040 cho rằng CCS có thể được triển khai trên quy mô lớn, nhưng điều này bỏ qua những bất ổn đáng kể về công nghệ, địa lý và quy định có thể làm tăng chi phí.
Các vấn đề chính bao gồm:
Giả định tỷ lệ thu giữ CO₂ không thực tế
Giả định tỷ lệ thu giữ là 90%, nhưng CCS cho các nhà máy điện cho đến nay chỉ đạt 60–70%7. Mặc dù đối với ước tính chi phí, sẽ phù hợp khi xem xét chi phí thu giữ 90% trở lên, nhưng việc đạt được và duy trì tỷ lệ cao như vậy trong thực tế là một thách thức do chi phí tăng mạnh, nhu cầu năng lượng tăng và tính phức tạp trong hoạt động.
Theo việc đưa CCS vào Đấu giá điện không cacbon hiện đang được thảo luận, ngay cả việc thu giữ 20% CO₂ cũng được chấp nhận8. Điều này cho thấy thực tế về khó khăn trong việc thu giữ và lưu trữ kinh tế.
Những hạn chế về địa chất chưa được xem xét
Nhật Bản thiếu các thành tạo địa chất đã xác định để tiêm CO₂ an toàn. Trong năm tài chính 2024, hơn một nửa chính phủ đã chọn "Dự án CCS tiên tiến" 9 để lưu trữ ngoài khơi hoặc quốc tế, cho thấy các lựa chọn trong nước bị hạn chế.
Theo Wood Mackenzie10, chi phí CCS tại Nhật Bản cao hơn 1,5–2 lần so với các quốc gia khác, cao nhất ở khu vực Châu Á - Thái Bình Dương.
Giả định vận chuyển CO₂ không thực tế
Mô hình giả định vận chuyển đường ống dài 20 km, dựa trên dự án thí điểm của Tomakomai.
Nhiều dự án thực tế có kế hoạch vận chuyển hơn 5.000 km ra nước ngoài, phản ánh tình trạng thiếu kho lưu trữ trong nước.
Vận chuyển ra nước ngoài làm tăng chi phí ít nhất 25% so với các giải pháp trong nước, theo cùng một phân tích ở trên của Wood Mackenzie.
Không có chi phí dự phòng
CCS cho các nhà máy điện vẫn là công nghệ chưa hoàn thiện với các vấn đề chưa được giải quyết trong việc thu giữ, vận chuyển, lưu trữ và giám sát. Cơ sở hạ tầng như vậy thường yêu cầu lập ngân sách dự phòng để tính đến rủi ro11. Tuy nhiên, ước tính của chính phủ không bao gồm ước tính chi phí dự phòng như vậy.
4. Chính sách và Giả định về Năng lượng — Tìm kiếm Điểm chung cho Tương lai
Như thể hiện trong Hình 1, ngay cả ước tính của chính phủ cũng chỉ ra rằng năng lượng hydro, amoniac và CCS có tính cạnh tranh về chi phí thấp hơn nhiều so với năng lượng mặt trời và gió. Hơn nữa, các giả định cơ bản là đáng ngờ và chi phí thực tế có thể cao hơn.
Các khoản đầu tư dựa trên chi phí bị đánh giá thấp và tính khả thi được đánh giá quá cao có thể khiến Nhật Bản phải phụ thuộc vào năng lượng nhập khẩu, chi phí cao, gây gánh nặng cho các doanh nghiệp và hộ gia đình.
Tiêu chí RE100 mới cấm điện có nguồn gốc từ việc đốt than chung sau năm 202612. Đối với 93 thành viên RE100 của Nhật Bản, điều này cũng sẽ loại trừ năng lượng đốt amoniac chung.
Kịch bản năm 2040 của Viện Năng lượng Tái tạo cho thấy năng lượng tái tạo có thể cung cấp hơn 90% điện năng, cắt giảm lượng khí thải CO₂ khoảng 80% so với mức năm 2019 và nâng khả năng tự cung cấp năng lượng lên 75%, đồng thời hỗ trợ đầu tư trong nước, tạo việc làm và an ninh năng lượng13.
Báo cáo cũng kết luận rằng nếu chi phí hydro và CCS không giảm, mục tiêu giảm GHG của chính phủ có khả năng không đạt được và ngay cả khi công nghệ được cải thiện, chi phí điện vẫn sẽ tăng.
Nếu chi phí sản xuất điện cho hydro, amoniac và nhiệt điện được trang bị CCS bị đánh giá thấp, kết hợp với tính khả thi được đánh giá quá cao, dẫn đến các quyết định đầu tư sai lầm, thì kết quả có thể là nguồn cung cấp năng lượng tốn kém, phát thải cao và phụ thuộc vào nhập khẩu. Điều này sẽ gây gánh nặng cho hoạt động kinh doanh và cuối cùng là cho công chúng.
Khi trình bày các chính sách năng lượng quốc gia quan trọng, điều cần thiết là phải thiết lập sự hiểu biết chung về các giả định cơ bản thông qua các cuộc thảo luận giữa các chuyên gia đa dạng ngoài lợi ích của tổ chức. Chỉ thông qua một quá trình toàn diện và minh bạch như vậy, chúng ta mới có thể hình dung ra một tương lai năng lượng thực tế hơn, bền vững hơn và được chấp nhận rộng rãi hơn.
1Renewable Energy Institute, "Các vấn đề liên quan đến các giả định cơ bản trong việc xác minh chi phí phát điện năm 2024" (tháng 3 năm 2025)
2Agency for Natural Resources and Energy, Ministry of Economics, Trade and Industry (METI), "Summary of the Power Generation Cost Verification" (tháng 2 năm 2025)
3BloombergNEF, "Japan’s Costly Amoniac Co-Firing Strategy" (2022)
4METI, Power Generation Cost Verification Working Group, "Thông số kỹ thuật cho từng nguồn điện" (tháng 2 năm 2025)
5ABC News, "Kế hoạch biến than của Latrobe Valley thành hydro gặp phải rào cản lớn" (tháng 12 năm 2024)
6Nikkei, "Kawasaki Heavy sửa đổi bản trình diễn hydro Do sự chậm trễ trong việc mua sắm từ Úc" (14 tháng 11 năm 2024)
7Viện Năng lượng tái tạo, "Những nút thắt và rủi ro của Chính sách điện CCS" (tháng 4 năm 2022), trong số những người khác
8METI, Cuộc họp lần thứ 100 của Tiểu ban Chính sách cơ bản về điện và khí đốt, "Nhóm công tác về thiết kế hệ thống", Tài liệu 4 — đề xuất yêu cầu tỷ lệ thu giữ CO₂ trên 20% trong sản lượng định mức, phù hợp với tỷ lệ đồng đốt tối thiểu đối với hydro (10%) và amoniac (20%), với lượng lưu trữ CO₂ hàng năm ít nhất là 70% lượng khí thải. Không đáp ứng được điều này có thể dẫn đến việc giảm 10–20% các hợp đồng thanh toán công suất, ngụ ý rằng tỷ lệ thu giữ thực tế khoảng 14% có thể đủ.
9Thông cáo báo chí của METI, "JOGMEC chọn 'Các dự án CCS nâng cao' cho năm tài chính 2024 hướng tới thương mại hóa của CCS" (28 tháng 6 năm 2024)
10Wood Mackenzie, "Nhật Bản sẽ dẫn đầu thương mại CO₂ thu được tại Châu Á - Thái Bình Dương vào năm 2050" (17 tháng 10 năm 2024)
11RITE, "Chi phí chuỗi giá trị CCS" (31 tháng 10 năm 2022), từ cuộc họp thứ 3 của Nhóm công tác về Kế hoạch triển khai và chi phí kinh doanh CCS — nêu rằng việc đưa khoản trợ cấp dự phòng vào ước tính chi phí của các dự án lớn là tiêu chuẩn, đặc biệt đối với các dự án CCS chưa được chứng minh có thể phải đối mặt với nhu cầu thiết kế không lường trước và chi phí vượt mức trong quá trình thiết kế chi tiết.
12Viện Năng lượng Tái tạo, "RE100 Cập nhật Yêu cầu Kỹ thuật, Cấm Đồng đốt Than" (tháng 4 năm 2025)
13Viện Năng lượng Tái tạo, "Kịch bản Chuyển đổi Năng lượng thông qua Năng lượng Tái tạo" (tháng 12 năm 2024)
