Phát thải khí nhà kính từ hydro và các dẫn xuất của nó, Trích Báo cáo Đánh giá Hydrogen 2024 của IEA
Biên tập: Ban Thư ký CLB VAHC
Điểm nổi bật
Năm 2023, sản lượng hydro toàn cầu thải ra 920 triệu tấn CO2. Gần hai phần ba sản lượng là từ khí thiên nhiên không bị hạn chế, thải ra 10-12 kg CO2 tương đương (CO2-eq)/kg H2; khoảng 20% là từ than không bị hạn chế, thải ra 22-26 kg CO2-eq/kg H2. Từ 75% đến 95% lượng khí thải này xảy ra trực tiếp tại điểm sản xuất và có thể giảm bằng cách thu giữ, sử dụng và lưu trữ carbon (CCUS). Đối với hydro từ quá trình cải tạo khí mê-tan bằng hơi nước (khí thiên nhiên), chi phí giảm thiểu ước tính vào khoảng 60-85 đô la Mỹ/tấn CO2 đối với tỷ lệ thu giữ 55-70% và 85-110 đô la Mỹ/tấn CO2 đối với tỷ lệ trên 90%. Tuy nhiên, chỉ thu giữ carbon thôi là không đủ; phát thải ở thượng nguồn và trung nguồn cũng phải được giải quyết.
Hydro từ máy điện phân không phát thải tại điểm sản xuất, do đó lượng phát thải phụ thuộc vào lượng điện sử dụng. Cường độ phát thải từ quá trình sản xuất điện phải dưới 200-240 g CO2/kWh để lượng phát thải thấp hơn quá trình cải tạo khí mê-tan bằng hơi nước. Điện tái tạo không phát thải tại điểm sản xuất, nhưng lượng phát thải tiềm ẩn có thể xảy ra trong quá trình xây dựng và sản xuất các tài sản tái tạo. Hiện tại, hầu hết các tiêu chuẩn và chương trình không đưa lượng phát thải như vậy vào; chúng có thể dao động từ 0,4-2,7 kg CO2-eq/kg H2.
Quá trình chuyển đổi hydro thành chất mang để vận chuyển gây ra tổn thất năng lượng từ 45-70%. Điều này có nghĩa là bất kỳ lượng phát thải GHG nào từ nguồn điện đầu vào cho máy điện phân đều tăng gấp 2-3 lần về lượng hydro cuối cùng được cung cấp. Lượng phát thải thấp nhất đạt được khi máy điện phân sử dụng điện tái tạo và hydro được vận chuyển được sử dụng làm nhiên liệu vận chuyển và không sử dụng nhiên liệu hóa thạch nào để thu hồi hydro. Hydro lỏng tạo ra lượng phát thải thấp nhất do hiệu suất đường dẫn cao hơn (trên 50%); phát thải cao hơn một chút đối với các chất mang hydro hữu cơ dạng lỏng (LOHC) và amoniac.
Giảm phát thải do nhiên liệu gốc hydro chứa carbon mang lại là lớn nhất khi nguồn CO2 là sinh học hoặc từ không khí. Cường độ phát thải của đầu vào điện của chúng phải thấp hơn 160-190 g CO2-eq/kWh đối với metanol tổng hợp và 95-140 g CO2-eq/kWh đối với mêtan tổng hợp và dầu hỏa để tạo ra lượng phát thải thấp hơn so với nhiên liệu hóa thạch. Trong kế toán phát thải, cách CO2 phát ra trong quá trình đốt cháy nhiên liệu được phân bổ dọc theo các bước xử lý trong chuỗi cung ứng có tác động lớn đến tổng lượng phát thải được phân bổ cho từng sản phẩm.
Tổng quan
Vào năm 2023, sản lượng toàn cầu là 97 Mt hydro đã thải ra gần 920 triệu tấn CO2 (Chương 3. Sản xuất hydro). Con số này tương đương với lượng phát thải liên quan đến năng lượng hàng năm của Indonesia và Pháp cộng lại. Trong Kịch bản Phát thải ròng bằng 0 của IEA vào năm 2050 (Kịch bản NZE), lượng khí thải này phải giảm khoảng 10% xuống còn 820 triệu tấn CO2/năm vào năm 2030. Đồng thời, trong kịch bản này, tổng sản lượng hydro cần tăng hơn 50% lên 150 Mtpa, điều đó có nghĩa là mức giảm cần thiết về mặt phát thải cụ thể là đáng kể hơn so với mức giảm tuyệt đối, với mức giảm 40% cần thiết vào năm 2030 để đạt ~5,5 kg CO2/kg H2. Một phân tử hydro không chứa bất kỳ carbon nào, điều đó có nghĩa là lượng khí thải CO2 không đến từ mục đích sử dụng cuối cùng mà đến từ quá trình sản xuất, chế biến và vận chuyển hydro. Do đó, việc tính toán carbon phải theo dõi lượng khí thải CO2 tại mỗi bước chuyển đổi trong chuỗi cung ứng. Khung được sử dụng để tính toán và báo cáo về lượng khí thải GHG có tầm quan trọng sống còn đối với hoạt động thương mại hydro phát thải thấp, đặc biệt là khi hydro được giao dịch có thể vượt qua biên giới và khu vực pháp lý, và phần lớn lượng khí thải GHG xảy ra ở thượng nguồn trong chuỗi cung ứng, trong quá trình sản xuất và vận chuyển.
Một số lượng lớn các chương trình và quy định chứng nhận (xem Hộp 6.3 để biết thêm thông tin về thuật ngữ liên quan đến chứng nhận) đã xuất hiện trong 3 năm qua (xem Hình 7.1), sử dụng các ranh giới, tuyến sản xuất, định nghĩa, ngưỡng phát thải và phương pháp khác nhau cho các sản phẩm khác nhau. Tuy nhiên, đã có những dấu hiệu hội tụ trong năm qua. Việc công bố Thông số kỹ thuật của Tổ chức Tiêu chuẩn hóa Quốc tế (ISO) cho chuỗi cung ứng hydro từ cổng sản xuất đến cổng tiêu thụ sẽ đặt nền tảng cho các tiêu chuẩn ISO được công bố trong 2 năm tới. Ở cấp độ đa phương, Tuyên bố Ý định của COP 28 về sự công nhận lẫn nhau đối với các chương trình chứng nhận và các nỗ lực khu vực ở Mỹ Latinh cho một chương trình chứng nhận chung (CertHiLAC) thể hiện cam kết mạnh mẽ trong việc thiết lập các tiêu chuẩn chung. Chương trình hợp tác công nghệ H2 của IEA (TCP) Nhiệm vụ 47 và Lực lượng đặc nhiệm Cơ chế chứng nhận hydro (H2CM) của Quan hệ đối tác quốc tế về hydro và pin nhiên liệu trong nền kinh tế (IPHE) là hai sáng kiến toàn cầu đã hợp tác nỗ lực để phát triển cơ sở bằng chứng về các cơ chế chứng nhận hiện tại và hỗ trợ xây dựng sự đồng thuận và công nhận lẫn nhau giữa các chương trình. Những nỗ lực này phải tiếp tục để đảm bảo rằng có trách nhiệm Ranh giới hệ thống và phạm vi phát thải
Báo cáo này sử dụng ranh giới và phương pháp luận của Thông số kỹ thuật ISO (Hình 7.2), cuối cùng có thể được sử dụng làm cơ sở chung cho các phương pháp luận khu vực và quốc gia trong tương lai. Các bước trong chuỗi cung ứng được đề cập trong thông số kỹ thuật là sản xuất hydro toàn cầu, xử lý, chuyển đổi thành chất mang hydro, vận chuyển và chuyển đổi lại thành hydro. Bao gồm các khí thải liên quan đến đầu vào điện và khí thải mêtan thượng nguồn và trung nguồn. Khí thải từ xây dựng, sản xuất và ngừng hoạt động tài sản không nằm trong phạm vi, nhưng cần cung cấp riêng số lượng của chúng để tham khảo. Với phạm vi từ giếng đến cửa, chỉ mục đích sử dụng cuối cùng mới bị loại trừ.
Thông số kỹ thuật ISO hiện bao gồm các chất mang hydro dự kiến sẽ được chuyển đổi lại thành hydro khí (hydro hóa lỏng, LOHC và amoniac), bao gồm các trường hợp chúng được sử dụng trực tiếp (như đối với amoniac). Các nhiên liệu tổng hợp chứa cacbon như mêtan, metanol và các hydrocacbon khác không nằm trong phạm vi. Những chất này có thể được sử dụng trực tiếp làm nhiên liệu do mật độ năng lượng thể tích cao hơn (so với chất mang hydro nguyên chất) và cơ sở hạ tầng hiện có tạo điều kiện thuận lợi cho việc vận chuyển đến nơi sử dụng cuối cùng.
Tiềm năng làm nóng toàn cầu (GWP) (bao gồm phát thải GHG) là một trong số nhiều loại thường được đề cập trong phân tích Đánh giá vòng đời (LCA). Phần còn lại của chương này sẽ chỉ tập trung vào phát thải GHG, nhưng tổng tác động môi trường của hydro phải được đánh giá bằng cách xem xét các tiêu chí trên tất cả các loại tác động. Ngoài khía cạnh môi trường, các khía cạnh khác như khía cạnh xã hội hoặc chi phí có thể đòi hỏi phải đánh đổi khi thiết kế nhà máy hoặc đưa ra quyết định đầu tư cuối cùng cho một dự án, nhưng các yếu tố này không được đưa vào phân tích này. Hiệu quả chuỗi cung ứng được định nghĩa trong báo cáo này là năng lượng cuối cùng được cung cấp dưới dạng hydro so với tổng năng lượng đầu vào dọc theo chuỗi cung ứng. Do đó, những thay đổi về thiết kế, như việc sử dụng hydro đã được vận chuyển để cung cấp nhiệt cho quá trình cracking amoniac và khử hydro LOHC, hoặc làm nhiên liệu vận chuyển, sẽ làm giảm hiệu quả (và tăng lượng phát thải GHG cụ thể), vì mức tiêu thụ hydro này dọc theo chuỗi làm giảm lượng hydro cuối cùng được cung cấp.
Cường độ phát thải của các tuyến sản xuất hydro
Chương này cập nhật phân tích trước đây của IEA về cường độ phát thải của các tuyến sản xuất hydro. Các bản cập nhật được giới thiệu ở đây phù hợp với Thông số kỹ thuật ISO và dựa trên dữ liệu cập nhật về phát thải mêtan thượng nguồn và trung nguồn từ năm 2022, cũng như các thông số kỹ thuật cập nhật cho một số quy trình chuyển đổi. Phần này tập trung vào sản xuất hydro, nghĩa là phạm vi được mở rộng.
Đối với các tuyến sản xuất sử dụng khí đốt tự nhiên và than mà không thu giữ và lưu trữ carbon (CCS),94 lượng phát thải trực tiếp trong quá trình sản xuất hydro chiếm tới 75-95% tổng lượng phát thải. Hydro được sản xuất từ khí đốt tự nhiên thải ra 10-12 kg CO2-eq/kg H2, với phạm vi đến từ sự khác biệt giữa lượng khí thải GHG ở thượng nguồn và trung nguồn95 (Hình 7.3). Lượng khí thải từ sản xuất hydro từ than cao hơn, ở mức 22-26 kg CO2-eq/kg H2. CCS có thể được sử dụng để giảm lượng khí thải trực tiếp, với tỷ lệ thu giữ và chi phí giảm thiểu tùy thuộc vào lộ trình công nghệ và điểm thu giữ. Tỷ lệ thu giữ để cải tạo khí mê-tan bằng hơi nước (SMR) là thấp nhất (55-70%) khi chỉ thực hiện trong luồng cô đặc ở phía quy trình, điều này cũng dẫn đến chi phí giảm thiểu thấp nhất (60-85 đô la Mỹ/t CO296). Khi thu giữ cũng được thực hiện trên khí thải, vốn loãng hơn và có áp suất thấp hơn, tỷ lệ thu giữ có thể tăng lên trên 90%, nhưng chi phí cũng tăng lên 85-110 đô la Mỹ/t CO2. Các nghiên cứu mô hình hóa quy trình đã chỉ ra rằng tỷ lệ thu giữ của nhà máy là 96% và lên đến 99% có thể khả thi về mặt kỹ thuật và kinh tế. Sử dụng điện thay vì khí đốt tự nhiên để đạt được nhiệt độ cao cần thiết cho quá trình cải cách cũng là một lựa chọn, nhưng điều này chỉ giải quyết được lượng khí thải từ quá trình đốt nhiên liệu, chiếm khoảng 45% tổng lượng khí thải, do đó vẫn cần phải giảm thiểu lượng khí thải từ phía quy trình. Đối với quá trình cải cách tự nhiệt, tỷ lệ thu giữ có thể là 93-98% vì hầu hết CO2 nằm ở phía quy trình dưới áp suất cao. Quy trình oxy hóa một phần khí (POx) do Shell phát triển được báo cáo là mang lại tỷ lệ thu giữ tổng thể của nhà máy lên tới 99%, mặc dù tỷ lệ thu giữ cao này vẫn chưa được chứng minh trong các nhà máy thương mại quy mô lớn trên cơ sở liên tục.
Khi CCS được triển khai, lượng khí thải GHG ở thượng nguồn và trung nguồn trở thành yếu tố chi phối, chiếm tới 98% tổng lượng khí thải khi áp dụng quá trình oxy hóa một phần khí đốt tự nhiên với tỷ lệ thu giữ 99%. Lượng khí thải GHG ở thượng nguồn và trung nguồn có thể chiếm tới 90% tổng lượng khí thải từ sản xuất than (khi áp dụng tỷ lệ thu giữ 98%), do lượng khí thải dư thừa từ quá trình thu giữ carbon cao hơn.
Đối với sản xuất sử dụng khí thiên nhiên, cường độ phát thải trung bình thượng nguồn và trung nguồn toàn cầu vào năm 2022 là 11,3 kg CO2-eq/GJNG,97 tương ứng với 20% CO2 được tạo ra trong quá trình đốt cháy khí thiên nhiên và tương đương với khoảng 1,8 kg CO2-eq/kg H2.98 Chỉ riêng lượng phát thải này đã cao gấp bốn lần ngưỡng thấp nhất được xác định trong tín dụng thuế sản xuất tại Hoa Kỳ (0,45 kg CO2-eq/kg H2) và 60% ngưỡng được xác định trong Phân loại của EU. Có một phổ rộng về cường độ phát thải khí thiên nhiên trên toàn thế giới. Ở giới hạn dưới, Na Uy có cường độ phát thải trung nguồn và thượng nguồn là 4,5 kg CO2-eq/GJNG (0,7 kg CO2-eq/kg H2), so với mức lên tới 27 kg CO2-eq/GJNG (4,3 kg CO2-eq/kg H2) của Turkmenistan. Các giải pháp để giảm thiểu khí thải thượng nguồn và trung nguồn đã được biết đến và hiệu quả về mặt chi phí. Trong Kịch bản NZE, cường độ khí thải trung nguồn và trung nguồn trung bình toàn cầu của khí đốt tự nhiên sẽ giảm một nửa vào năm 2030. Các bản kiểm kê khí thải mê-tan đáng tin cậy đóng vai trò quan trọng trong việc thiết lập các đường cơ sở, xác định mục tiêu và theo dõi tiến độ. Các bản kiểm kê khí thải quốc gia được biết là đánh giá thấp các khí thải này, nhưng những nỗ lực khác trong những năm gần đây đã đạt được tiến bộ trong việc thu hẹp khoảng cách này. Các hướng dẫn đo lường, giám sát, báo cáo và xác minh (MMRV) rõ ràng và chuẩn hóa cũng rất cần thiết để đảm bảo việc giải thích các khí thải được đo lường. Ví dụ, vào năm 2020, Chương trình Môi trường Liên hợp quốc (UNEP) đã khởi động Đối tác Khí mê-tan Dầu khí 2.0 (chương trình báo cáo và giảm thiểu dầu khí chủ lực của chương trình), chương trình này đã phát triển hướng dẫn về phép đo khí mê-tan. Quy định về Khí mê-tan của EU đưa ra các yêu cầu MMRV bắt buộc đối với các nhà sản xuất trong nước và thiết lập một nền tảng minh bạch với hồ sơ quốc gia (bao gồm các quốc gia không phải thành viên EU xuất khẩu sang Liên minh Châu Âu).
Ngoài ra còn có những nỗ lực của chính phủ nhằm mục đích đo lường và giảm lượng khí thải này như Cam kết khí mê-tan toàn cầu, được các quốc gia chiếm 50% lượng khí thải do con người gây ra trên toàn cầu ủng hộ và đặt mục tiêu giảm 30% vào năm 2030 (so với năm 2020). Vào tháng 11 năm 2023, Bộ Năng lượng Hoa Kỳ (DoE) đã công bố một nhóm làm việc quốc tế, bao gồm 14 thành viên, để thiết lập khuôn khổ MMRV nhằm cung cấp thông tin đáng tin cậy và có thể so sánh được cho những người tham gia thị trường khí đốt tự nhiên.
Đối với sản xuất sử dụng than, lượng khí thải ở thượng nguồn và trung nguồn thậm chí có thể tạo ra sự khác biệt lớn hơn. Ngay cả với tỷ lệ thu giữ là 98%, mức phát thải ở thượng nguồn và trung nguồn cao nhất sẽ dẫn đến tổng lượng khí thải từ sản xuất hydro vượt quá 5 kg CO2-eq/kg H299 (đối với than), cao hơn một nửa so với tuyến sản xuất thông thường phổ biến nhất hiện nay (từ khí đốt tự nhiên) và cao hơn hầu hết các ngưỡng carbon thấp đã được xác định trong các chương trình chứng nhận (xem Chương 6. Chính sách).
Đối với sản xuất hydro sử dụng phương pháp điện phân nước, lượng khí thải chủ yếu được xác định bởi lượng điện đầu vào. Do hiệu suất chuyển đổi của quá trình điện phân, cứ 100 g CO2/kWh liên quan đến nguồn cung cấp điện sẽ tạo ra gần 5 kg CO2-eq/kg H2 trong sản lượng hydro Điều này có nghĩa là cường độ phát thải của đầu vào điện cần phải thấp hơn 200-240 g CO2/kWh để hòa vốn với tuyến đường khí đốt tự nhiên không bị hạn chế. Có một phạm vi lớn trên toàn thế giới: Các quốc gia có tỷ lệ thủy điện cao hiện nay (ví dụ: Na Uy, Paraguay, Thụy Sĩ) hoặc hạt nhân (ví dụ: Pháp) đạt được cường độ phát thải thấp hơn 45 g CO2/kWh và các quốc gia có tỷ lệ khí đốt và than cao có thể có cường độ phát thải lưới điện trên 700 g CO2/kWh.
Gần 85% sản lượng điện toàn cầu vượt ngưỡng hòa vốn này (trên cơ sở trung bình hàng năm), điều đó có nghĩa là việc vận hành máy điện phân bằng điện từ lưới điện liên tục có thể không hợp lý ở hầu hết các quốc gia theo quan điểm môi trường.
